SISTEMAS FLOTANTES PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN AGUAS PROFUNDAS MEXICANAS

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1 SISTEMAS FLOTANTES PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN AGUAS PROFUNDAS MEXICANAS ESPECIALIDAD: INGENIERÍA NAVAL Federico Barranco Cicilia Doctor en Ingeniería con Especialidad en Estructuras Marinas 26 de Enero de 2012

2 CONTENIDO Página RESUMEN EJECUTIVO 3 1. INTRODUCCIÓN 4 2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA 8 3. PERSPECTIVAS DE MÉXICO EN AGUAS PROFUNDAS Estrategia actual de producción de PEMEX Producción esperada en aguas profundas mexicanas Avances en la actividad exploratoria en aguas profundas DESARROLLO DE CAMPOS BASADOS EN SISTEMAS FLOTANTES Características de los sistemas flotantes Filosofías de diseño Estado actual de las tecnologías Planeación del desarrollo de campos Criterios de selección de sistemas flotantes Características del yacimiento Requerimientos funcionales Condiciones del sitio Normatividad y otros Perspectivas de proyectos integrales en aguas profundas mexicanas Lecciones aprendidas por ocurrencia de accidentes o fallas RETOS Y OPORTUNIDADES PARA LA INGENIERÍA NAVAL MEXICANA Retos tecnológicos Acciones de la industria mexicana Formación de recursos humanos Desarrollo de proveedores nacionales Investigación y desarrollo tecnológico Redes de Cooperación CONCLUSIONES 44 REFERENCIAS 45 AGRADECIMIENTOS 47 CURRICULUM VITAE DEL CANDIDATO 49 Especialidad: Ingeniería Naval 2

3 RESUMEN EJECUTIVO El lento desarrollo de fuentes alternativas de energía ha mantenido hasta la actualidad al petróleo como la principal fuente de combustibles en el mundo; sin embargo, la producción global de aceite y gas dentro de los continentes y en aguas someras ha iniciado su declinación. La disminución de las reservas ha motivado a la industria internacional a incursionar en el mar en aguas cada vez más profundas en la búsqueda de nuevos yacimientos, logrando récords de perforación de pozos y de producción en profundidades próximas a los 3,000 m. Se estima que esta tendencia se mantendrá e inclusive se incrementará al continuar en la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas localizados en aguas ultra-profundas. Petróleos Mexicanos (PEMEX) se encuentra en la fase exploratoria de las cuencas del Golfo de México profundo, durante la cual ha estimado un recurso prospectivo de 29.5 mil millones de barriles de crudo equivalente, que representa casi el 60% del total del país. Como resultado de estas exploraciones ya se han encontrado varios yacimientos de hidrocarburos, para los cuales se están efectuando proyectos para evaluar la factibilidad de su desarrollo, e incluso se encuentra en curso la fase de ingeniería básica del proyecto de gas no asociado para el campo Lakach, localizado frente a las costas de Veracruz en un tirante de 988 m. Para poder llevar a cabo este tipo de proyectos de alto contenido tecnológico y gran complejidad, PEMEX requiere de la participación de las Instituciones de Investigación y de Educación Superior del país para formar recursos humanos altamente calificados y adquirir tecnologías para, en una primera instancia, seleccionar inteligentemente los sistemas de producción disponibles en el ámbito internacional; para posteriormente, fortalecer los programas de desarrollo tecnológico y el establecimiento de infraestructura de investigación con la finalidad de adaptar las tecnologías adquiridas a las condiciones locales de nuestros mares y de nuestros hidrocarburos. Las acciones para la formación de recursos humanos y el desarrollo de las tecnologías deberán estar acompañadas de políticas gubernamentales para la generación y/o fortalecimiento de los sectores industriales en el país para suplir los materiales y equipos; para construir, transportar, instalar, operar, e inspeccionar las obras; así como para dar mantenimiento y efectuar el retiro de los sistemas submarinos, de los ductos y de los sistemas flotantes de producción una vez concluida su vida útil. El presente trabajo tiene como objetivo describir las tecnologías que PEMEX requiere para efectuar la explotación de los recursos petroleros en aguas profundas, enfocándose principalmente a los sistemas flotantes de producción por ser una de las partes torales de los proyectos y por ello mismo, de la Ingeniería Naval, que se involucra de manera fundamental en todas sus fases, desde la planeación e ingeniería, hasta la construcción, instalación y operación de la infraestructura. Asimismo, se indican los retos y las oportunidades de la Ingeniería Naval mexicana para coadyuvar a la implantación, adaptación y concepción de tecnologías que permitan el desarrollo de los proyectos de inversión en aguas profundas y ultra-profundas de PEMEX. Palabras clave: Aguas Profundas, Campos Petroleros, Sistemas Flotantes de Producción, Ingeniería Naval. Especialidad: Ingeniería Naval 3

4 Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas. 1. INTRODUCCIÓN El incremento en la demanda de energía y el lento desarrollo de fuentes alternativas han mantenido hasta la actualidad a los combustibles fósiles como la principal fuente de energía en el mundo. En la Figura 1.1 se puede observar que aún con la declinación en la participación del petróleo como fuente de energía, pasando de 46% en 1980 a 37% en el año 2008, los hidrocarburos (petróleo y gas natural) representan alrededor del 60% de energía consumida en el planeta. 45% 40% 35% 30% Petróleo Carbón 25% 20% 15% Gas Natural Resto 10% Figura 1.1. Fuentes de energía primaria en el mundo. Fuente: De la producción actual de petróleo, alrededor de los 82 millones de barriles por día (MMbd), la producción de yacimientos en tierra aporta 50 MMbd y el resto proviene del mar. En la Figura 1.2 se puede observar que de los 32 MMbd de petróleo obtenido de campos marinos, alrededor de 8 MMbd corresponden a yacimientos localizados en aguas profundas. La producción de petróleo costa afuera en el mundo inició en los años 1930 s y como puede apreciarse en la Figura 1.2, desde ese entonces se ha incrementado de manera gradual desde un modesto valor de 1 MMbd en 1960 a 32 MMbd en la actualidad. De hecho, la producción de aceite y gas en el mar ha mantenido su crecimiento aún después de que en las décadas pasadas la producción proveniente de yacimientos en tierra alcanzó su mayor nivel y ha iniciado su proceso de declinación. Especialidad: Ingeniería Naval 4

5 Millones de barriles por día Millones de barriles por día Millones de barriles por día Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas. Costa afuera, aguas profundas En tierra, no convencional (arenas aceitosas) Costa afuera, aguas someras En tierra, convencional Año Figura 1.2. Producción global de petróleo, en tierra y en el mar. Fuente: (Figura traducida al español por el autor). En la Figura 1.3 se muestra la variación histórica de las aportaciones a la producción total de las principales regiones del mundo y sus respectivos niveles de consumo. En esta figura se puede apreciar que los países del Este Medio tienen la mayor tasa de producción pero el menor nivel de consumo de petróleo; presentándose el caso contrario para los países de la región Asia-Pacífico, América del Norte y Europa Sur y Centro América África Asia - Pacífico Sur y Centro América África Asia - Pacífico 40 América del Norte Europa 40 América del Norte 20 Este Medio Año 20 Europa 0 Este Medio Año a) Producción b) Consumo Figura 1.3. Historia de la producción y consumo de petróleo en el mundo. Fuente: Especialidad: Ingeniería Naval 5

6 Tirante de agua (m) Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas. En México, la explotación de hidrocarburos costa afuera inició a finales de los años 1970 s con el descubrimiento del campo Cantarell, logrando este sector una aportación máxima al total de la producción de alrededor de 3 MMbd en el 2002, año a partir del cual inició su descenso. En la Figura 1.4 se muestra la variación de la producción de petróleo en México entre los años 1938 a Figura 1.4. Producción de petróleo en México. Fuente: La producción global de aceite y gas dentro de los continentes, incluyendo a México, ha tenido una caída de hasta 10 MMbd con respecto a su máximo valor histórico de 54 MMbd logrado en 1979 (Sandrea, 2010), como se puede observar en la Figura 1.2. Esta situación ha motivado a la industria del petróleo incursionar en el mar y cada vez en aguas más profundas en la búsqueda de nuevos yacimientos, logrando récords de perforación de pozos en tirantes de agua mayores a 3,000 m y de producción en 2,934 m con el pozo Tobago en el Golfo de México, como se puede observar en la Figura 1.5 (Wilhoit y Chad, 2011). 3,657 Actual 3,353 3,048 2,743 2,438 Plataforma Flotante Pozo exploratorio Pozo productor Record actual Record mundial Perforación de Pozo 3,051 m, US GdM Cía. Transocean Operador: Chevron Record mundial Arbol submarino 2,934 m, US GdM, Tobago Operador: Shell 2,134 1,829 1,524 1, Record mundial Plataforma Flotante 2,414 m, US GdM, Independence Hub Operador: Anadarko Año Figura 1.5. Avance en tirante en la perforación de pozos y producción de petróleo. Fuente: Wilhoit y Chad, 2011 (Figura traducida al español por el autor). Especialidad: Ingeniería Naval 6

7 Datos recientes indican que más de la mitad de los descubrimientos efectuados durante los últimos diez años corresponden a yacimientos costa afuera, aportando los campos en aguas profundas y ultra-profundas el 41% de las nuevas reservas (Chakhmakhchev y Rushworth, 2010). En los últimos cinco años se han efectuado hallazgos de campos gigantes o de tamaño significante con reservas de aproximadamente 41 mil MMbd en aguas profundas de Brasil, Estados Unidos, Angola, Australia, India, Nigeria, Gana y Malasia. A pesar de los desafíos impuestos por las crisis económicas, las fluctuaciones en los precios de los hidrocarburos, el incremento en los costos de productos y servicios requeridos por la industria del petróleo, así como las regulaciones impuestas posteriores al accidente de la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México, la explotación de hidrocarburos costa afuera representa un tercio de la producción mundial y se estima que esta tendencia se incrementará al continuar en la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas localizados en aguas profundas y ultra-profundas. En años pasados, algunos países como China, Rusia, Camerún y Libia han iniciado la exploración de sus campos en aguas profundas. México, a través de su empresa paraestatal Petróleos Mexicanos (PEMEX), se encuentra en la fase exploratoria de sus recursos petroleros en aguas profundas del Golfo de México, así como en la planeación del desarrollo de varios proyectos e incluso el proyecto para el campo de gas no asociado Lakach, localizado frente a las costas de Veracruz en un tirante de 988 m, se encuentra en la fase de ingeniería básica. El presente trabajo tiene como objetivo describir las tecnologías que PEMEX requiere para efectuar la explotación de los recursos petroleros en aguas profundas, enfocándose principalmente a los sistemas flotantes de producción y al papel de la Ingeniería Naval durante las fases de planeación, ingeniería, construcción, instalación y operación de la infraestructura. Inicialmente se describen los sistemas utilizados tanto por la industria internacional como por la industria nacional para la producción de hidrocarburos en el mar, y las perspectivas de explotación de campos en aguas profundas de México. Después se describen las características, ventajas y desventajas de los diferentes sistemas flotantes de producción, así como la metodología utilizada para la planeación del desarrollo de campos petroleros. Asimismo, se efectúa una estimación de los posibles proyectos de inversión que PEMEX deberá llevar a cabo para lograr sus metas de producción en el horizonte y se indica el sistema de producción que potencialmente puede convertirse en el primer sistema flotante en aguas profundas de México. Finalmente, se indican los retos y las oportunidades de la Ingeniería Naval mexicana para acompañar a PEMEX en la implantación, adaptación y concepción de tecnologías propias para el desarrollo de sus proyectos de inversión en aguas profundas y ultra-profundas. Especialidad: Ingeniería Naval 7

8 2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA Para efectuar las actividades de producción más allá de la costa, la industria petrolera internacional ha utilizado exitosamente a las plataformas fijas, las torres flexibles, los sistemas submarinos y los sistemas flotantes (ver Figura 2.1). Fija Sistemas Flotantes Semi TLP Spar FPSO Sistemas Submarinos Riser Figura 2.1. Sistemas de producción de hidrocarburos en el mar. Fuente: (Figura modificada por el autor). En aguas someras (tirantes menores a 300 m) es viable desde el punto de vista técnico fijar una plataforma al fondo marino, siendo éste el motivo para denominarlas plataformas fijas. Las columnas que soportan las cubiertas con los equipos e instalaciones de producción pueden ser de concreto o acero, las cuales se extienden en forma de piernas desde la plataforma superficial hasta el suelo marino y son fijadas con pilotes o estructuras masivas de concreto. Las ventajas de las plataformas fijas son su alta estabilidad y capacidad de carga, así como sus bajos movimientos ante las acciones meteorológicas y oceanográficas del viento, oleaje, corrientes marinas y mareas. Estas características les permiten manejar grandes cantidades de producción y utilizar árboles de control de pozos sobre sus cubiertas y risers (ductos ascendentes por donde viaja la producción proveniente de los pozos) de acero verticales, los cuales en su conjunto permiten reducir los costos de la infraestructura y del mantenimiento e intervención de los pozos productores. Las plataformas fijas dejan de ser una alternativa viable en aguas intermedias (tirantes mayores a 300 m) y profundas (tirantes mayores a 500 m) ya que no es costeable construir e instalar plataformas fijas con subestructuras tan pesadas y largas para apoyarse en el fondo marino. Sin embargo, existen varias plataformas operando en aguas intermedias estadounidenses como la plataforma Cognac en 312 m y la Bullwinkle, poseedora del récord de aplicación, en 412 m de tirante de agua. Especialidad: Ingeniería Naval 8

9 En la Figura 2.2 se presentan las 7 plataformas con mayor altura en el mundo, todas ellas operando en aguas intermedias estadounidenses. De acuerdo con los registros de la Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (antes MMS), Estados Unidos cuenta con 3,080 plataformas fijas en el Golfo de México (GdM). Figura 2.2. Plataformas fijas en operación en aguas intermedias de Estados Unidos. Fuente: Actualmente, Petróleos Mexicanos tiene en operación en el GdM alrededor de 350 plataformas fijas ubicadas en la Bahía de Campeche y frente a las costas de Tampico, Veracruz y Tabasco, en tirantes de agua menores a 100 m. La producción de los campos en aguas someras en estas regiones se efectúa a través de complejos de plataformas (ver Figura 2.3), teniendo cada una de ellas servicios específicos tales como perforación, producción, alojamiento de personal (habitacional), compresión de gas, inyección, rebombeo, recuperación, enlace y telecomunicaciones, entre otros. Figura 2.3. Complejo de plataformas fijas. Fuente: Especialidad: Ingeniería Naval 9

10 La explotación de hidrocarburos en aguas profundas y ultra-profundas (tirantes mayores a 1,500 m) requiere de sistemas flotantes anclados al fondo marino y/o de sistemas submarinos de producción, los cuales reciben a los hidrocarburos provenientes de los pozos y los envían a través de ductos y/o risers a instalaciones marinas cercanas o en tierra para su procesamiento, almacenamiento o venta. En la Figura 2.4 se puede observar un sistema de producción típico en aguas profundas, combinando los sistemas submarinos, los ductos y risers, y un sistema de producción flotante. Sistema Flotante FPSO Risers Sistema Submarino Ducto Marino Figura 2.4. Sistema de producción típico en aguas profundas. Fuente: (Figura modificada por el autor). Dentro de los sistemas flotantes de producción se encuentran los Buques de Producción, Almacenamiento y Trasiego (FPSO s por sus siglas en inglés), las plataformas Semisumergibles (Semi s), las Plataformas de Piernas Atirantadas (TLP s por sus siglas en inglés), y las plataformas tipo Spar (ver Figura 2.1). Actualmente existen 271 sistemas flotantes de producción en servicio o disponibles en el mundo, en países como Estados Unidos, Brasil, Noruega e Inglaterra, o en los mares africanos y asiáticos. Del total, el 65% son FPSOs, 18% Semi s, 10% TLP s y 7% Spar s (IMA, 2011). El record actual de aplicación lo posee la plataforma Semisumergible Independence Hub en operación en la parte Norte del GdM en un tirante de 2,415 m. En la Figura 2.5 se muestra el crecimiento del número de sistemas flotantes desde su aparición en la década de los años 70 s del siglo pasado hasta el año En esta figura se puede observar que la tasa de crecimiento en la última década es del 117%, siendo los FPSOs aquellos sistemas con mayor demanda seguidos por las plataformas semisumergibles. El futuro del mercado de los sistemas flotantes se muestra promisorio al identificar 196 proyectos en planeación, diseño o licitación, que potencialmente requerirán unidades flotantes de producción o almacenamiento. Brasil es la región más activa en el futuro cercano con 50 proyectos potenciales para sistemas flotantes en etapa de planeación, después continúa el Sureste asiático con 39, el Norte de Europa con 24, el Golfo de México con 19 y Australia con 11 proyectos. Especialidad: Ingeniería Naval 10

11 Número de unidades Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas. De los 196 proyectos, 53 están en la fase de licitación y los contratos para su construcción serán asignados dentro de los siguientes 12 a 18 meses. Los restantes 143 proyectos se encuentran en la fase de planeación, por lo que se estima que la construcción de los sistemas flotantes iniciará entre los años 2013 a 2018 (IMA, 2011) crecimiento de +117% Año Figura 2.5. Incremento en el uso de Sistemas flotantes de producción en el mundo. Fuente: En el caso de México, PEMEX cuenta solamente con un buque de almacenamiento y descarga (FSO), de nombre TaKuntah (ver Figura 2.6), en operación en el campo Cantarell en un tirante de 75 m, y un FPSO de nombre Yùum K ak náab (ver Figura 2.7) en operación en los campos Ku-Maloob-Zaap en 85 m de tirante de agua. Asimismo, en febrero del año 2010 PEMEX adquirió el buque ECO III clasificado como FPSO para la prueba de pozos. Figura 2.6. FSO TaKuntah en operación en el campo Cantarell. Fuente: Especialidad: Ingeniería Naval 11

12 Figura 2.7. FPSO Yùum K ak náab en operación en los campos Ku-Maloob-Zaap. Fuente: Se estima que el primer sistema flotante en aguas profundas mexicanas se instalará entre los años 2017 y 2018, ya sea en aguas profundas del área de Perdido, frente a las costas del estado de Tamaulipas en un tirante de alrededor de 3,000 m, o en el Sur del Golfo de México en un tirante menor a 2,000 m (Barranco et al., 2010). Especialidad: Ingeniería Naval 12

13 Producción (Mbd) Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas. 3. PERSPECTIVAS DE MÉXICO EN AGUAS PROFUNDAS 3.1. Estrategia actual de producción de PEMEX La estrategia de PEMEX para dar sustentabilidad a la plataforma de producción petrolera del país se basa en seis grandes proyectos (SENER, 2011): Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo), Explotación (sin Chicontepec, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap), Exploración (sin aguas profundas) y, Aguas profundas. Como se puede observar en la Figura 3.1, actualmente el proyecto Ku-Maloob-Zaap es el más importante del país representando el 32.6% de la producción total. Se estima que alcanzará su producción máxima en el año 2013 con un volumen de 927 Mil barriles por día (Mbd) e iniciará su etapa de declinación para el año El proyecto Cantarell pasará de 502 Mbd en 2010 a 169 Mbd en 2025, y se mantendrá como el segundo proyecto más importante hasta 2018, año en que se estima sea superado por el proyecto Chicontepec con una producción de 359 Mbd. El proyecto Aceite Terciario del Golfo se encuentra en una fase inicial de desarrollo, por lo que su nivel de producción se estima crecerá de 44 Mbd a 377 Mbd entre 2010 y 2025, convirtiéndose en el proyecto de mayor aportación superando a Ku-Maloob-Zaap a partir de 2022 (SENER, 2011). Figura 3.1. Producción por categoría de proyectos en el horizonte Fuente: SENER, Especialidad: Ingeniería Naval 13

14 Adicionalmente a los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y ATG, existen otros que se encuentran en explotación y que contribuirán a mantener la producción de corto y mediano plazo, destacando los proyectos Integral Crudo Ligero Marino, Complejo Antonio J. Bermúdez, Ixtal-Manik, el integral campo Caan, el integral Chuc, Integral Bellota Chinchorro, Jujo-Tecominoacán y Delta del Grijalva, con una producción conjunta mayor al 20% del total nacional estimado durante (SENER, 2011). En relación a los proyectos exploratorios se estima que los campos por desarrollarse incorporarán producción a partir de 2013 a través de los proyectos integral cuenca de Veracruz, Litoral Tabasco Terrestre, Campeche Poniente, Simojovel, cuenca de Macuspana, Comalcalco, Julivá y Cuichapa, con un volumen aproximado de 25 mbd. Posteriormente, se planea incorporar otros proyectos que en conjunto aportarán 1,426 mbd en 2025, sin considerar los proyectos de aguas profundas (SENER, 2011). De acuerdo con la estrategia de exploración y producción de PEMEX, se estima que existe el potencial para incorporar producción de tres proyectos exploratorios en aguas profundas denominados como Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido. La delimitación de las áreas exploratorias de cada proyecto se muestra en la Figura 3.2. El reto en los proyectos de aguas profundas es importante, ya que se pretende establecer la producción comercial de hidrocarburos a partir de sedimentos Terciarios y Mesozoicos en tirantes de agua mayores a 500 metros (SENER, 2011). Figura 3.2. Regiones de los proyectos en aguas profundas mexicanas. Fuente: Suárez (i), Especialidad: Ingeniería Naval 14

15 Producción (Mbd) Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas Producción esperada en aguas profundas mexicanas De acuerdo con estimaciones de PEMEX Exploración y Producción (PEP), la primera producción de yacimientos localizados en aguas profundas se obtendrá a finales de 2017, con un volumen inicial de 5 Mbd proveniente del proyecto Golfo de México B; para el año 2018 se prevé agregar producción de los proyectos Golfo de México Sur y Área Perdido; estimándose que estos tres proyectos alcancen una aportación de 784 Mbd en 2025 (SENER, 2011). En la Figura 3.3 se muestran las metas de producción de PEMEX en aguas profundas para el periodo Figura 3.3. Producción esperada de aguas profundas en el horizonte Fuente: SENER, Para lograr estas metas PEP planea incrementar en el corto plazo la adquisición de sísmica 3D, que permita mejorar la estimación de los recursos prospectivos, identificar nuevas oportunidades y reducir el riesgo exploratorio de los proyectos de aguas profundas Avances en la actividad exploratoria en aguas profundas Derivado de los trabajos de exploración geofísica, desarrollados a partir de 2007 PEMEX ha adquirido más de 37 mil Km 2 de sísmica 3D del subsuelo marino del Golfo de México profundo, para acumular un total de 55 mil Km 2. Con base en la interpretación de los datos sísmicos, se han perforado a la fecha un total de 16 pozos, siendo 9 productores y 7 improductivos. Los pozos exitosos han permitido la incorporación de más de 540 MMbpce de reservas 3P, definiendo a las reservas 3P como la suma de las probadas, probables y posibles. El pozo exploratorio con mayor Especialidad: Ingeniería Naval 15

16 Planeados En perforación Terminados Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas. tirante de agua perforado por PEMEX hasta la fecha es el Piklis-1, localizado a 138 Km de las costas de Veracruz en una profundidad de 1,945 m. La actividad exploratoria de PEMEX en el Golfo de México ha permitido iniciar la evaluación directa de las siguientes provincias geológicas: (a) en el Cinturón Plegado Catemaco y al Sur de las Cordilleras Mexicanas, en el área de Holok-Lipax, se descubrió una provincia gasífera con recursos prospectivos en un rango de 5 a 15 MMMMpc de gas; y (b) en el área Nox-Hux se identificó la presencia de yacimientos de aceite pesado y extra pesado, que representan la continuidad de los trenes de producción de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap (Suárez (i), 2011). En la Tabla 3.1 se presentan los datos de los pozos terminados hasta la fecha, los que se encuentran en perforación y los planeados para perforarse en aguas ultraprofundas del Golfo de México para el año 2012 (Suárez (ii), 2011). Status Pozo Tirante (m) Hidrocarburo Año Chuktah Improductivo 1999 Nab Aceite 2000 Noxal Gas 2005 Lakach Gas 2006 Lalail Gas 2007 Tamil Aceite 2008 Chelem Improductivo 2008 Tamha-1 1,121 Improductivo 2008 Etbakel Improductivo 2009 Kabilil Improductivo 2009 Leek Gas 2009 Holok-1 1,028 Improductivo 2009 Catamat-1 1,230 Improductivo 2009 Lakach-2DL 1,196 Gas 2010 Labay-1 1,700 Gas 2010 Piklis Gas 2011 Puskón Talipau Hux-1 1, Nen-1 1, Kaxa-1 1, Yoka-1 2, Kunah-1 2, Trión-1 2, Supremus-1 2, Maximino-1 2, Tabla 3.1. Pozos exploratorios en aguas profundas (Suarez (ii), 2011). Como puede observarse en la Tabla 3.1, el hidrocarburo encontrado por PEMEX en aguas profundas es mayoritariamente Gas, por lo que los pozos en proceso de perforación y los planeados para el año 2012 en la región Norte del Golfo de México tienen el firme propósito de hallar aceite con una calidad comercialmente explotable. PEMEX planea perforar durante el año 2012 varios pozos exploratorios en la misma Especialidad: Ingeniería Naval 16

17 área donde se localiza el campo Perdido de la compañía Shell, el cual se encuentra produciendo 100 Mbd, con la esperanza de que los prospectos identificados en aguas mexicanas sean igualmente productivos. El pozo Maximino-1 puede romper el récord de Piklis-1 impuesto en el primer semestre de este año, al estar localizado el sitio de perforación en el área de Perdido en un tirante de agua de 2,933 m. Es importante mencionar que dentro del área del Golfo de México profundo PEP no ha identificado cuencas prospectivas con tamaño de reservas gigantes o súper gigantes, por lo que para alcanzar la producción esperada para el año 2025 se deberán explotar simultáneamente varios yacimientos. Especialidad: Ingeniería Naval 17

18 4. DESARROLLO DE CAMPOS BASADOS EN SISTEMAS FLOTANTES 4.1. Características de los sistemas flotantes Los sistemas flotantes se refieren a las plataformas marinas del tipo embarcación utilizados para la explotación de yacimientos petrolíferos localizados en sitios con tirantes de agua superiores a los 300 m, aunque algunos de ellos se pueden utilizar en aguas someras como los FPSO s. La característica distintiva entre las plataformas fijas y los sistemas flotantes es que estos últimos soportan el peso de los equipos sobre las cubiertas, los risers, las líneas de anclaje y su peso propio a través de la flotación de su casco, y utilizan un sistema de posicionamiento para mantenerse en su sitio de operación. Los componentes principales de los sistemas flotantes, tomando como ejemplo a una plataforma Semisumergible son: las instalaciones en las cubiertas (topside), el casco de flotación, las líneas de amarre, la cimentación y los risers de producción y exportación/importación (Ver Figura 4.1). Cubierta Casco de flotación Risers de Producción Líneas de amarre (tendones) Risers de exportación Conexión con Cimentación Figura 4.1. Componentes principales de un sistema flotante. Fuente: (Figura complementada por el autor). En el topside de las plataformas se encuentran los equipos, servicios auxiliares y de seguridad, necesarios para recibir los fluidos provenientes de los pozos submarinos a través de risers (ductos ascendentes), efectuar la producción de los hidrocarburos y Especialidad: Ingeniería Naval 18

19 para enviar éstos vía ductos hacia otra infraestructura en el mar o en tierra, o almacenar el aceite en su propio casco de flotación como en los FPSOs. Asimismo, en la cubierta se lo localizan las instalaciones para el alojamiento de personal operativo. El casco de flotación puede ser compuesto por columnas y pontones (como en las TLP s y las Semi s), por una sola columna de gran diámetro (como en las mini-tlp s y las Spar s), o tipo embarcación como los FPSO s. El casco aporta la rigidez, la flotación y la estabilidad necesarios para soportar las acciones ambientales y los pesos de los equipos y cubiertas, su peso propio, el peso de los risers y las líneas de amarre, así como los pesos de los líquidos (aceite crudo, combustibles, agua potable y agua de lastre, entre otros) almacenados en sus compartimentos internos. En la Figura 4.2 se muestran los componentes principales de un topside y el casco de flotación de una plataforma Semisumergible. Instalaciones de Alojamiento Grúa Módulos de Proceso Helipuerto Columna Estructura del Quemador Pontón Figura 4.2. Componentes principales del topside y del casco de una plataforma Semisumergible. Fuente: (Figura complementada por el autor). El sistema de posicionamiento tiene como objetivo limitar los movimientos de la plataforma, generados por las acciones ambientales, dentro de un círculo de operación establecido para salvaguardar la integridad de los risers. Generalmente, el radio del círculo de operación de la plataforma es menor al 10% del tirante de agua en condiciones ambientales de tormenta. El sistema de posicionamiento puede ser pasivo, a través de líneas de amarre y cimentaciones, o dinámico, a través de hélices, o una combinación de ambos (DNV, 2008). Comúnmente el sistema de posicionamiento pasivo es utilizado para las plataformas de producción, existiendo la posibilidad de ser auxiliado por un conjunto de hélices para ambientes oceánicos severos. Las líneas de amarre pueden ser compuestas de cadena, cables de acero o poliéster, o pueden ser tubos de acero como en las TLPs. Estas líneas de amarre se conectan en su parte inferior a una cimentación embebida en el fondo marino, la cual Especialidad: Ingeniería Naval 19

20 puede ser del tipo ancla (de arrastre o con capacidad de carga vertical) o pilote (hincado o de succión). Las plataformas flotantes poseen diferentes grados de libertad de movimiento como respuesta a las acciones meteorológicas y oceanográficas. Bajo este criterio, las plataformas flotantes pueden ser clasificadas como unidades con flotación neutra y unidades con flotación positiva. Dentro del primer grupo se encuentran los FPSO s, las Semi s y las Spar s, y en el segundo se incluyen las TLP s y las Mini-TLP s. Las plataformas con flotación neutra vibran dinámicamente en seis grados de libertad, tres movimientos de traslación en dirección de los ejes X, Y y Z, y tres movimientos de rotación alrededor de los mismos ejes: avance (surge), deriva (sway), arfada (heave), cabeceo (pitch), balanceo (roll) y guiñada (yaw), respectivamente. Estos seis grados de libertad se ilustran en la Figura 4.3. Las plataformas con flotación positiva tienen un empuje mayor que su peso y son ancladas al fondo marino por líneas que se mantienen siempre en tensión, llamadas tendones. Los tendones son tubos de acero que restringen los grados de libertad de arfada, cabeceo y balanceo de las TLP s. Z Arfada (Heave) Guiñada (Yaw) Cabeceo (Pitch) Y Deriva (Sway) Balanceo (Roll) X Avance (Surge) Figura 4.3. Grados de libertad de cuerpo rígido de un sistema flotante. Fuente: http//: (Figura complementada por el autor). Cada uno de los conceptos estructurales tiene características propias que ofrecen ventajas y limitaciones para su selección como centro de proceso para el desarrollo de campos petroleros. Por ejemplo, las TLP s y las Spar s tienen bajos movimientos verticales que les permiten utilizar risers rígidos y terminaciones superficiales (árboles secos) similares a las plataformas fijas. Debido a esta característica, la perforación y el mantenimiento de los pozos pueden llevarse a cabo desde la misma plataforma de perforación. Sin embargo, las TLP s tienen límites técnicos en su sistema de tendones para su aplicación en aguas profundas más allá de 1,500 m y la Spar tiene un sistema de risers muy complejo. Por otro lado, los FPSO s permiten el almacenamiento de aceite en su casco de flotación y las plataformas semisumergibles son menos sensibles a los cambios de carga y ofrecen mayor área disponible sobre sus cubiertas. En la Tabla 4.1 se muestran las principales ventajas y desventajas de los cuatro tipos de sistemas flotantes. Especialidad: Ingeniería Naval 20

21 Sistema Flotante Ventajas Desventajas TLP Bajos movimientos en el plano vertical: arfada, cabeceo y balanceo. Permite el uso de equipo de perforación y acceso a pozos. Utiliza árboles superficiales. Uso de risers verticales de acero. Limitaciones de uso en aguas ultraprofundas debido al peso y colapso hidrostático de su sistema de tendones. Sensible a cambios de carga sobre la cubierta. No permite el almacenamiento de aceite. SEMI SPAR Permite el uso de equipo de perforación y acceso a pozos. Mínimos cambios con el aumento del tirante de agua. Permite manejar grandes cargas sobre su cubierta. La última generación de Semi s puede usar risers de acero en catenaria (SCR). Se cuenta con sistemas de anclaje para diferentes condiciones de sitio. Permite el uso de equipo de perforación y acceso a pozos. Permite el uso de árboles superficiales. Mínimos cambios con el aumento del tirante de agua. Permite almacenamiento de aceite en su casco, pero no es típico. Alta estabilidad. Altos movimientos. Uso de árboles submarinos. Generalmente utiliza risers flexibles. Los sistemas submarinos son un factor crítico. Movimientos medios. Sistema de risers complejo. Se requiere el montaje de la cubierta en el sitio de instalación. FPSO Se puede utilizar tanto en aguas Altos movimientos. someras como profundas. Mínimos cambios con el aumento del tirante de agua. Gran capacidad de espacio y de cargas en la cubierta. Permite el almacenamiento de aceite. Ilimitado número de pozos. Se cuenta con sistemas de anclaje para diferentes condiciones de sitio. Uso de árboles submarinos. Uso de risers flexibles con limitación en diámetro para aguas ultra-profundas. Los sistemas submarinos son un factor crítico. No cuenta con equipo para perforación y acceso a los pozos. No permite el almacenamiento de gas. En ambientes agresivos se requiere el uso de sistemas de anclaje tipo torreta. Tabla 4.1. Ventajas y desventajas de los sistemas flotantes. Actualmente existen 271 sistemas flotantes de producción en operación o en proceso de construcción en las diferentes regiones del mundo (Ver Tabla 4.2), de los cuales 176 son FPSO s. Los FPSO s son utilizados preferentemente para la explotación de campos en aguas profundas del Oeste de África y de Brasil. Los 50 FPSO s operando en el Mar del Norte y en Asia (incluyendo China) se encuentran en tirantes de agua menores de 500 m. En el Golfo de México, un FPSO se encuentra operando en aguas someras mexicanas y en unos pocos meses iniciará la producción del primer FPSO en Estados Unidos en un tirante de 2,600m. Como fue mencionado en la Sección 2, PEMEX posee actualmente además del FPSO Yùum K ak náab, el FSO TaKuntah y al FPSO para prueba de pozos ECO III; sin embargo, estas dos últimas unidades no son Especialidad: Ingeniería Naval 21

22 contabilizadas en la Tabla 4.2 debido a que no son unidades de producción permanentes. De las 50 plataformas Semisumergibles, 21 unidades están operando en aguas profundas de Brasil y 10 en la parte estadounidense del Golfo de México. Existen 26 TLP s operando o en construcción en el mundo, 17 de ellas en aguas profundas estadounidenses y una ya fue retirada (la plataforma Hutton); mientras que de las 19 plataformas tipo Spar, 18 de ellas se encuentran en el Golfo de México Norte y una en el Sureste asiático. Número de Sistemas Flotantes de Región Producción FPSO Semi TLP Spar Canadá 2 Estados Unidos (GdM) México (GdM) 1 Brasil Mar del Norte Oeste de Europa 1 Norte de África 5 Oeste de África Sur de África 1 India 1 1 China 17 1 Sureste de Asia Australia 18 TOTAL Tabla 4.2. Sistemas flotantes de producción en operación o en construcción en el mundo. De acuerdo con Wilhoit y Supan (2011) en el periodo 2011 a 2014 se espera sean instalados adicionalmente 71 sistemas flotantes, de los cuales se estima sean 55 FPSO s, 10 Semi s, 4 TLP s y 2 Spar s Filosofías de diseño Las plataformas flotantes deben ser diseñadas para preservar su estabilidad e integridad estructural durante su operación normal y durante la ocurrencia de estados de mar extraordinarios, como las tormentas de invierno y huracanes. Por lo cual, el casco de flotación debe poseer la capacidad de restauración hacia una condición de equilibrio estable cuando es sujeta a las acciones del viento. Un parámetro que indica la estabilidad de una embarcación es la distancia vertical entre el Centro de Gravedad (G) y el Metacentro (M), denominada altura metacéntrica (GM), la cual debe tener un valor positivo para lograr un equilibrio estable (ver Figura 4.4). Por otro lado, sus componentes estructurales deben satisfacer estados límite últimos, de fatiga, accidentales y de servicio, en condiciones tanto intacta como dañada de la plataforma. Asimismo, los movimientos de la unidad flotante generados por el viento, el oleaje y las corrientes marinas deben ser limitados para salvaguardar la integridad mecánica y Especialidad: Ingeniería Naval 22

23 el correcto funcionamiento de los risers y de los equipos de procesamiento, auxiliares y de seguridad sobre sus cubiertas. Metacentro Centro de gravedad Centro de Empuje Quilla K G B M GZ= Brazo adrizante Figura 4.4. Parámetros de estabilidad hidrostática en un sistema flotante. Fuente: (Figura modificada por el autor). Z Debido a que los sistemas de amarre de las plataformas semisumergibles son flexibles, tanto en el plano horizontal como en el vertical, la unidad flotante responde a las acciones del viento, el oleaje y las corrientes marinas, con movimientos en sus seis grados de libertad en tres diferentes rangos de frecuencias: movimientos en la frecuencia del oleaje (WF del inglés Wave Frequency), movimientos en bajas frecuencias (LF del inglés Low Frequency) y movimientos en altas frecuencias (HF). Las cargas del oleaje de mayor magnitud sobre las estructuras costa afuera se presentan en las frecuencias del oleaje, generando movimientos WF de la plataforma. Con la finalidad de evitar efectos de resonancia de gran magnitud, la plataforma es diseñada para obtener sus periodos naturales de vibración alejados de las frecuencias características del oleaje presente en el sitio de operación. Generalmente las plataformas Semisumergibles y los FPSOs tienen periodos naturales de vibración en Avance, Deriva y Guiñada mayores a 100 s, y superiores a 20 s en los grados de libertad de Arfada, Balanceo y Cabeceo; mientras que las plataformas TLP tienen periodos de vibración en el plano vertical alrededor de los 3 s. Los periodos característicos de un oleaje con 100 años de periodo de retorno se encuentran en el rango de 8 a 18 s, lo cual indica la necesidad de dimensionar a las plataformas para obtener periodos naturales cercanos a estos valores y así evitar respuestas resonantes de primer orden. En la Figura 4.5 se muestra los valores típicos de los periodos de vibración de las estructuras costa afuera. Especialidad: Ingeniería Naval 23

24 TLP Plataforma Fija Semisumergible TLP Semisumergible-FPSO Arfada Arfada Avance Avance Cabeceo Cabeceo Deriva Deriva Balanceo Balanceo Guiñada Guiñada Espectro de Oleaje Período (s) Figura 4.5. Periodos naturales de vibración típicos de estructuras costa afuera. Fuente: Barranco, 2004 (Figura traducida al español por el autor) Además de la fase de análisis de la plataforma durante su operación en sitio, se debe efectuar el análisis del comportamiento naval y estructural en condiciones temporales de la plataforma, como durante su fabricación, integración de las cubiertas y el casco, transportación e instalación, con la finalidad de identificar tanto las operaciones críticas y sus limitaciones, como las modificaciones en el diseño que deben ser implementadas para garantizar la integridad estructural de la plataforma durante la totalidad de su vida útil. Las filosofías de inspección y mantenimiento pueden también tener impacto en la configuración y dimensionamiento de la plataforma, por lo que es necesario establecerlas desde la fase inicial del diseño Estado actual de las tecnologías La explotación de campos en aguas profundas ha crecido a pasos agigantados, lográndose hasta la fecha los récords de aplicación de sistemas flotantes de producción mostrados en la Figura 4.6. El récord actual de un sistema flotante en operación en aguas profundas lo posee la plataforma Semisumergible Independence Hub de la compañía Anadarko, en un tirante de agua de 2,415 m en la parte estadounidense del Golfo de México. Sin embargo, la plataforma Independence Hub perderá el liderazgo cuando en los próximos meses entre en operación en el Golfo de México Norte el FPSO Pioneer de Petrobras en 2,600 m. Especialidad: Ingeniería Naval 24

25 Tirante de Agua (m) Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas. Perdido 2,383m, USA-GdM 2009 Independence Hub 2,415m, USA-GdM ,000 Angra dos Reis 2,150m, Brasil ,500 Magnolia 1425m, USA-GdM 2005 SPAR FPSO SEMI 2,000 1,500 TLP 1, Sistemas Flotantes Figura 4.6. Récords de tirante de agua de aplicación de los sistemas flotantes. Por su parte, los récords de tirantes de agua, producción y capacidad de pozos (risers/árboles de control) de los sistemas flotantes, se presentan en las Tablas 4.3, 4.4 y 4.5, respectivamente. Las tablas constan de dos columnas, la primera con datos correspondientes a la tecnología probada exitosamente por la industria en campo y la segunda a la calificada por la industria para su aplicación. En el caso de la tecnología con experiencia en campo se presenta el nombre de la plataforma, la compañía operadora y la región donde se localizan las instalaciones. Sistema Flotante Probada en Campo Calificada Semi 2,415 m Independence Hub Anadarko, USA-GdM 3,650 m FPSO Spar 2,150 m Angra dos Reis Petrobras, Brasil 2,383 m Perdido Shell, USA-GdM 3,048 m 3,048 m TLP 1,425 m 2,438 m Magnolia Conoco Phillips, USA-GdM Tabla 4.3. Récords de tirante de agua de los sistemas flotantes. Especialidad: Ingeniería Naval 25

26 Sistema Flotante Probada en Campo Calificada Semi 360 Mbd Asgard B Statoil, Noruega 360 Mbd FPSO 317 Mbd Kizomba A Exxon Mobil, Oeste África-Angola 400 Mbd Spar 127 Mad Dog British Petroleum, USA-GdM 127 Mbd TLP 366 Mbd 366 Mbd Snorre A Statoil, Noruega Tabla 4.4. Récords de capacidades de producción de los sistemas flotantes. Sistema Flotante Probada en Campo Calificada Semi 48 Thunder Horse British Petroleum, USA-GdM 48 FPSO 84 Han Shi You 113 Chevron, China Spar 20 Genesis Chevron, USA-GdM TLP Snorre A Statoil, Noruega Tabla 4.5. Récords de capacidad de risers/árboles de control de los sistemas flotantes. En la Tabla 4.3 se puede observar que las plataformas Semi s están calificadas por la industria para su uso en profundidades alrededor de 3,650 m (12,000 ft), los FPSO s y las Spar s para 3,048 m (10,000 ft) y las TLP s para su aplicación en tirantes de 2,438 m (8,000 ft). En la Tabla 4.4 se puede observar que la mayor capacidad de producción la poseen tanto las TLP s como las plataformas Semisumergibles, con el uso en campo de sistemas que están produciendo 366 Mil barriles de petróleo equivalente por día (Mbped) y 360 Mbped, respectivamente; los FPSO s tienen un récord de producción de 317 Mbped y las Spar s se han usado para producir hasta 127 Mbped. El sistema flotante calificado para las producciones más altas son los FPSO s con 400 Mbped. En la Tabla 4.5 se puede observar que los FPSO s ofrecen la mayor capacidad en cubierta para manejar risers de producción con un récord de 84 unidades y con capacidad calificada para alojar a 100 risers. Después de los FPSO s, Especialidad: Ingeniería Naval 26

27 las Semi s muestran la mayor capacidad para alojar terminaciones de risers con un récord en campo de 48 unidades. Las TLP s han sido utilizadas para recibir hasta 46 terminaciones superficiales (árboles secos), mientras que las Spar s presentan una menor capacidad con solamente 20 terminaciones operando en campo. De la revisión del estado del arte de las tecnologías relacionadas con los sistemas flotantes de producción, se puede observar que los FPSO s, las SEMI s y las SPAR s están siendo aplicadas satisfactoriamente en tirantes de agua ultra-profundos (mayores a 1500 m); las SEMI s, las TLP s y los FPSO s son unidades con altas capacidades de producción; los FPSO s tienen alta capacidad de manejo de risers provenientes de árboles submarinos y las TLP s tienen mayor capacidad que las SPAR s para la instalación de terminaciones superficiales de pozos sobre sus cubiertas Planeación del desarrollo de campos Un análisis reciente sobre administración de proyectos mostró que más del 70% de los proyectos ejecutados durante los últimos 5 años fueron interrumpidos o concluidos en tiempos superiores a los planeados (Saputelli et al., 2008). La industria del petróleo no es ajena a estos indicadores debido a que cada vez más los proyectos para implementar la infraestructura necesaria para explotar un campo tienen que enfrentarse a la caracterización de yacimientos más complejos, a la perforación de pozos en estratigrafías con capas de sal, a localizaciones de difícil acceso, a necesidades de producciones mayores y a presupuestos más estrechos. El desafío de las compañías operadoras es muy claro: hacer que un proyecto sea exitoso técnica y económicamente incorporando la optimización de los recursos disponibles para su ejecución y las diversas restricciones ambientales, tecnológicas, políticas, sociales y económicas. Para enfrentar estos requerimientos es necesario contar con conocimientos administrativos, de planeación y técnicos multidisciplinarios para lograr efectuar el desarrollo del campo de manera optimizada. La metodología FEL (Front End Loading) constituye el procedimiento más utilizado por la industria para efectuar la selección de la infraestructura idónea para explotar un campo petrolero, incluyendo las etapas de planeación, diseño, construcción, instalación, operación y mantenimiento. A través de la integración de equipos multidisciplinarios sobre el estudio de yacimientos, perforación de pozos, aseguramiento de flujo e instalaciones de producción, además de planeación e ingeniería económica, equipados con las últimas tecnologías de análisis, la metodología FEL incrementa la definición y disminuye el riesgo del proyecto, lo cual impacta positivamente los costos totales y el retorno de la inversión. Utilizando la metodología FEL, la planeación del desarrollo de un campo se lleva a cabo en tres fases para asegurar un exhaustivo y alternativo análisis del flujo de capital: Visualización, Conceptualización y Definición. Estas tres etapas tienen como objetivo primordial la identificación del valor. En la Figura 4.7 se muestran esquemáticamente las diferentes etapas de la metodología FEL y como a través de ellas el valor del proyecto cambia como una función de la correcta definición y ejecución del proyecto (Rodríguez, 2011). En esta misma figura se puede apreciar Especialidad: Ingeniería Naval 27

28 como una definición precisa del proyecto durante la etapa de planeación permite maximizar el valor de la inversión aún cuando la ejecución del proyecto sea pobre. Por el otro lado, si la definición del proyecto se efectúa con un nivel alto de incertidumbres, a pesar de una excelente ejecución del proyecto el valor de la inversión será bajo. Figura 4.7. Metodología FEL para el desarrollo de campos petroleros. Fuente: Rodríguez, Durante las dos primeras fases, visualización y conceptualización, se analizan todos los posibles escenarios de la infraestructura con sus asociados esquemas de negocio. Por ejemplo, los escenarios de explotación del campo pueden estar compuestos por sistemas submarinos de producción, por sistemas flotantes de producción, aislados o en conjunto, o la combinación de uno de los anteriores sistemas con plataformas fijas localizadas en aguas someras, entre otros. El envío de la producción desde las instalaciones marinas hacia su almacenamiento, procesamiento o venta puede efectuarse a través de ductos o buques tanque. En la Figura 4.8 se muestra un escenario de producción compuesto por sistemas submarinos que envían los fluidos provenientes del yacimiento a una TLP y a un FPSO para la producción de los hidrocarburos; el aceite es almacenado en el casco del FPSO y exportado a través de buques tanque; mientras que el gas producido es utilizado para la generación de energía y/o exportado a través de ductos marinos. Especialidad: Ingeniería Naval 28

29 Figura 4.8. Escenario de explotación de un campo petrolero con base en sistemas submarinos y flotantes. Fuente: Con base en el análisis de los beneficios y los riesgos de cada escenario de explotación, se refina el alcance del proyecto logrando con ello a reducir el número de escenarios de explotación. Los resultados de la etapa de Conceptualización indicarán la opción de desarrollo más idónea tanto técnica como económica para los objetivos del proyecto. Durante la tercera fase de la metodología FEL, denominada como Definición, se efectúa la Ingeniería de Diseño Básico de la infraestructura ganadora, con la finalidad de obtener un plan y presupuesto para la ejecución del proyecto. El paquete de resultados del proyecto al final de la etapa de planeación es presentado al grupo Directivo de la empresa para efectuar su evaluación y tomar la decisión de aprobar el desarrollo del campo. Una vez aprobado el desarrollo del campo, se inicia el proyecto de Ingeniería, Procura, construcción, Instalación y Arranque de las instalaciones. Se ha vuelto una práctica común de la industria del petróleo que durante la planeación de los proyectos de inversión de alto impacto se efectúen revisiones parciales por parte de un grupo de expertos (denominados pares ), ajenos al proyecto, pertenecientes o no a la empresa. Estas revisiones de pares proporcionan una oportunidad para que el equipo de trabajo reciba comentarios que mejoren la definición y desarrollo del proyecto desde sus etapas tempranas, y así evitar compras innecesarias o re-ejecución de trabajos. Especialidad: Ingeniería Naval 29

30 4.5. Criterios de selección de sistemas flotantes No existe una respuesta simple a la pregunta de cual es el concepto estructural más adecuado para la explotación de un campo en aguas profundas (Chakrabarti, 2005). La selección del sistema de producción idóneo constituye frecuentemente un esfuerzo de varios años de estudios y análisis técnico-económicos, dentro de la metodología FEL. Durante el desarrollo de un campo, las decisiones más importantes que afectan la selección del sistema flotante de producción están relacionadas con el tirante de aguas donde se localiza el yacimiento, la localización y estructuración de los pozos, la estrategia adoptada para la perforación, terminación, mantenimiento e intervención de los pozos, los mecanismos de entrega de las hidrocarburos a la plataforma, el procesamiento y el envío de la producción a los centros de venta, almacenamiento y/o refinación. Los principales factores técnicos que afectan la selección y el diseño de los sistemas flotantes se muestran en la Figura 4.9 (Chakrabarti, 2005). Estos aspectos serán abordados de manera sucinta a continuación. Factores de Selección Características del Yacimiento Reservas recuperables Formación Área Inyección de Gas, Agua Requerimientos Funcionales Perforación Incluye Mantenimiento de Pozos Producción Aceite Vs. Gas Capacidad Propiedades del crudo, etc. Infraestructura Existente/ Exportación Ductos Almacenamiento y tanqueros Condiciones de Sitio Normatividad y Otros Características del Sitio Distancia a la Costa Tirante de Agua Topografía del Fondo Marino Propiedades Geotécnicas Condiciones Ambientales Viento Oleaje Corrientes Marea Normatividad Vigente Prohibición de Sistemas Contaminación Seguridad Reuso Otros Patentes Disponibilidad de patios Embarcaciones p transporte e instalación Sistema Flotante y Componentes Figura 4.9. Factores para la selección y diseño de sistemas flotantes. Fuente: Chakrabarty, 2011 (Diagrama traducido al español por el autor). Especialidad: Ingeniería Naval 30

31 Características del yacimiento Basado en los datos sísmicos disponibles y con la elaboración de un modelo del yacimiento, es posible definir aproximadamente el tamaño, la configuración y las reservas del prospecto. Las características del yacimiento, incluyendo tanto las propiedades de los hidrocarburos como del flujo, son confirmadas con la perforación de pozos exploratorios y delimitadores, y a través del ensaye en laboratorio de muestras de los hidrocarburos. Los datos obtenidos son utilizados para definir el número requerido de pozos y su arreglo, para predecir el perfil de producción y los requerimientos funcionales, como el aseguramiento del flujo, los cuales afectan directamente a la perforación, la producción y al sistema de exportación de los hidrocarburos. Si el yacimiento tiene una proyección horizontal extensa, serán necesarios varios centros de perforación y los pozos productores estarán dispersos entre sí, por lo que comúnmente se utilizan sistemas submarinos de producción para colectar/enviar los fluidos a un mismo sistema flotante. Cuando el yacimiento permite un único centro de perforación y los pozos productores son perforados en un arreglo tipo cluster (cercanos entre sí), los árboles de control se pueden colocar en la cubierta de la misma plataforma flotante, como en el caso de las plataformas fijas. Las plataformas tipo TLP y Spar son las únicas que pueden alojar en sus cubiertas árboles de control secos o superficiales, mientras que los árboles de control submarinos o mojados pueden ser combinados con cualquiera de los cuatro tipos de sistemas flotantes de producción Requerimientos funcionales Las características del yacimiento y de los hidrocarburos, permiten definir los requerimientos mínimos para desarrollar el campo. Típicamente, las siguientes condiciones son establecidas: a) El alcance del programa de perforación es definido con base en el número de pozos de producción y de inyección. Actualmente, las plataformas tipo TLP y Spar son los únicos conceptos que pueden combinar simultáneamente la perforación/mantenimiento de pozos y la producción de hidrocarburos: por lo que pueden ser una solución atractiva para reducir los gastos de renta de una unidad flotante de perforación. b) Los requerimientos de producción son definidos en términos de la capacidad del sistema para el procesamiento de los hidrocarburos (aceite y gas), así como para la inyección de agua y gas. Los sistemas flotantes tipo TLP, Semisumergible y FPSO tienen gran capacidad de producción, siendo las plataformas tipo Spar y las mini-tlp las que no han podido superar una capacidad superior a los 130 Mbd, lo cual puede ser un factor en contra para su selección como unidad de procesamiento. Especialidad: Ingeniería Naval 31

32 c) Las características de la producción, tal como la presencia de hidratos y la formación de parafinas, afectan directamente los requerimientos de área disponible en la cubierta y la capacidad de carga de la plataforma, así como al sistema de exportación. Los FPSO y las plataformas Semisumergible poseen grandes áreas en sus cubiertas y capacidad de carga, y pueden ser ampliadas sin afectar considerablemente el diseño de su casco de flotación, risers y sistemas de anclaje; por el contrario, los tendones de las TLPs y el sistema de risers en las Spars que deben ser re-diseñados al modificarse las dimensiones o calado de operación de la unidad flotante Condiciones del sitio Las características del sitio, que incluyen al tirante de agua, las condiciones ambientales, las propiedades geotécnicas, la topografía del suelo marino, los peligros geológicos, la presencia de hielo en el agua, y la sismicidad de la región, tienen influencia directa en la selección y dimensionamiento de los conceptos estructurales y por consiguiente en la inversión económica necesaria para desarrollar el campo. Una limitante en el uso de sistemas flotantes es la aplicación de la tecnología exitosamente en campo. Por lo cual, la industria no ha podido utilizar a las plataformas tipo TLP en aguas ultra-profundas (tirantes mayores a 1,500 m). Las plataformas Semisumergibles, las tipo Spar y los FPSOs se utilizan en aguas ultraprofundas y están calificadas por la industria para su aplicación en tirantes mayores a 3,000 m. Las condiciones de sitio prevalecientes en el Golfo de México, con la ocurrencia periódica de tormentas, no han impedido el uso de las plataformas Semisumergibles, las TLPs y las tipo Spar, en la parte estadounidense, y de un FPSO en aguas someras de la parte mexicana, incluso un FPSO en aguas profundas del Norte del GdM está por iniciar su operación en los campos Cascade y Chinook. Por lo cual, se puede afirmar que las condiciones de sitio imperantes en el Golfo de México son factores que pueden influir únicamente en la selección de los componentes (cimentación, líneas de amarre, risers y casco de flotación) y no para el tipo de concepto de sistema flotante Normatividad y otros La normatividad aplicable al sitio de ubicación de los campos, los criterios de diseño de las instalaciones y la filosofía de operación de la industria, tienen un impacto crítico en la selección y en el costo de la opción de desarrollo. La filosofía de operación de la compañía puede ser demasiado conservadora para seleccionar conceptos estructurales nuevos y su criterio de selección puede estar orientado hacia las tecnologías maduras con aplicación exitosa en campo. Algunas normatividades pueden restringir totalmente el uso de algún tipo de sistema de producción, como fue el caso de los FPSO s en la parte estadounidense del Golfo de México aprobados a partir del año 2002 por el entonces Mineral Management Services (MMS). En el año 2007, el MMS (ahora denominado Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement) aprobó a Petrobras el plan de desarrollo de los campos Cascade y Chinook con el uso Especialidad: Ingeniería Naval 32

33 del primer FPSO en el Golfo de México Norte. En México no se ha identificado legislación alguna que impida el uso de algún tipo de infraestructura para la producción de hidrocarburos en el mar, solamente existe la preferencia de la industria nacional hacia la implementación de tecnologías probadas exitosamente en campo. Otros factores igualmente importantes para la selección del concepto estructural son los métodos de construcción e instalación, así como el tiempo de duración de los proyectos. En la Figura 4.10 se muestra la duración promedio de proyectos de Ingeniería, Procura, Construcción, Instalación y Arranque (IPCIA) de los diversos tipos de sistemas flotantes de producción, obtenida de valores reportados por la industria de los proyectos ejecutados hasta la fecha. En esta figura se puede observar que la opción de convertir un buque tanque a FPSO presenta los menores tiempos de ejecución de los proyectos (18 meses). FPSO-Convertido FPSO-Nuevo SEMI SPAR Mini-TLP TLP Meses Figura Duración media de proyectos IPCIA de sistemas flotantes de producción. Las condiciones del medio ambiente, la disponibilidad de muelles y embarcaciones pueden limitar las opciones para transportación e instalación. La disponibilidad de patios de fabricación adecuados, así como de embarcaciones para el traslado del patio al sitio de instalación de la plataforma pueden también ser factores críticos para la selección del tipo de sistema flotante. La construcción de las plataformas flotantes generalmente se efectúan en dos partes, en un patio de fabricación se construyen las cubiertas o topsides, y en un astillero de gran capacidad se construyen o convierten los cascos de flotación. Posteriormente, el casco y la cubierta se integran en un patio/astillero cercano al sitio de instalación de la plataforma. Es una práctica común de la industria construir los cascos de flotación en astilleros asiáticos y los topsides en Estados Unidos o Europa; aunque como se indica en la Figura 4.11, tanto los astilleros/patios de fabricación en estos tres continentes tienen experiencia en construir tanto topsides como cascos de flotación. Es importante mencionar que en un astillero localizado en el Estado de Veracruz se han construido 3 topsides para plataformas tipo Spar. Para construir las embarcaciones requeridas por la industria petrolera costa afuera, los grandes astilleros asiáticos tienen diques secos con una capacidad de hasta 1,000,000 de toneladas. Brasil es el único país Especialidad: Ingeniería Naval 33

34 latinoamericano con la capacidad de fabricar un sistema flotante de producción en su totalidad. Estados Unidos Europa Asia Topsides Cascos Topsides Cascos Topsides Cascos México Topsides Spar (3) Figura Experiencia internacional en la construcción de sistemas flotantes de producción Perspectivas de proyectos integrales en aguas profundas mexicanas Para alcanzar las metas de producción de PEMEX en aguas profundas se estima que deberán efectuarse un total de 8 proyectos de inversión basados en sistemas flotantes. Considerando que hasta la fecha PEMEX no ha identificado prospectos de yacimientos gigantes o súper gigantes, se prevé que en cada región de aguas profundas la explotación del petróleo se efectúe con varios sistemas flotantes de mediana capacidad de producción. Asumiendo una capacidad de producción de 100 Mbd por plataforma, para alcanzar las producciones anuales indicadas en los perfiles de la Figura 3.3 se requerirán 2 sistemas flotantes para el Golfo de México B, 3 para el Golfo de México Sur y 3 para el Área de Perdido. En la Tabla 4.6 se indican las capacidades de producción de cada unidad flotante y los años de inicio tanto de la planeación del desarrollo del campo como de la operación de la plataforma. Especialidad: Ingeniería Naval 34

35 Año de Inicio Número Producción Desarrollo del Campo Operación de (Mbped) Proyecto Planeación IPCIA Desarrollos Por Desarrollo Acumulada GdM B GdM B GdM Sur GdM Sur GdM Sur Área Perdido Área Perdido Área Perdido Total Tabla 4.6. Proyectos de inversión basados en sistemas flotantes estimados para alcanzar las metas de producción de PEMEX en aguas profundas ( ). Para cumplir con la meta de incorporar 5 Mbd de producción a finales del año 2017, la planeación del desarrollo del primer campo del proyecto Golfo de México B utilizando la metodología FEL deberá efectuarse a partir del 2012 (ver Figura 4.12). A partir del año 2015 se debe iniciar el proyecto IPCIA con una duración de 3 años. La estimación de la duración del proyecto IPCIA es congruente con la duración media, indicada en la Figura 4.10, reportada por la industria para este tipo de infraestructura. La misma duración de 6 años, desde el inicio de la planeación del proyecto hasta la producción del primer aceite, es considerada para los 8 proyectos de inversión mostrados en la Tabla V C D Planeación del Desarrollo Proyecto IPC I&A Operación Figura Duración estimada para el desarrollo de un proyecto de inversión en aguas profundas. La selección del tipo de sistema flotante idóneo para ser utilizado como centro de proceso en los diversos campos será el resultado de la aplicación de la metodología FEL. Sin embargo, los FPSOs constituyen una alternativa robusta con amplias posibilidades para ser seleccionados como el primer sistema de producción en aguas profundas mexicanas debido a las siguientes consideraciones: los sitios que actualmente explora PEMEX se encuentran alejados de la costa o de infraestructura existente; los FPSOs al almacenar el aceite producido en su casco eliminan el tendido de ductos marinos para el transporte del hidrocarburo; los tiempos de conversión de un buque tanque a FPSO son bajos (18 meses en promedio); la experiencia de PEMEX durante la adquisición y operación del FSO TaKuntah y del FPSO Yùum K ak náab y la capacidad adquirida por el Instituto Mexicano del Petróleo (Valle, 2009 y Barranco, 2010) en estas tecnologías, contribuirían al buen desarrollo del proyecto de inversión. No se omite mencionar que Petrobras otorgó a la empresa Bergensen Worldwide el Especialidad: Ingeniería Naval 35

36 proyecto de un FPSO para la producción de petróleo en la parte Norte del GdM en un tirante de agua de 2,600 m, en ambientes similares a los previstos en mares nacionales, y que esta misma compañía proveyó el FPSO Yùum K ak náab. Derivado de lo anterior, es posible que la experiencia de Bergensen Worldwide en el proyecto Cascade-Chinook y la reciente relación contractual con PEMEX puedan ser aprovechadas para la instalación de un FPSO en aguas territoriales ultra-profundas Lecciones aprendidas por ocurrencia de accidentes o fallas Uno de los objetivos de PEMEX en sus actividades de exploración y producción de hidrocarburos es la reducción/eliminación del número de accidentes y, en el caso de ocurrir éstos, minimizar sus impactos hacia la vida humana, el medio ambiente, la sociedad y la infraestructura. Esta misma filosofía de seguridad está siendo conservada en sus actividades de exploración y deberá ser trasladada a sus futuras actividades de producción en aguas profundas. Debido a que una gran cantidad de las tecnologías que se utilizan en la explotación de campos en aguas profundas serán nuevas para la industria del país, una forma de adquirir conocimiento para implementar medidas de seguridad es analizar los accidentes y fallas ocurridos en el pasado. Para aprender a cerca de la naturaleza intrínseca de los accidentes es necesario estudiar el análisis detallado producto de las investigaciones de accidentes catastróficos como el de las plataformas Alexander Kielland en 1980, Ocean Ranger en 1982, Piper Alpha en 1988, P-36 en 2001 y Typhoon en En la Figura 4.13 se puede observar a la plataforma semisumergible P-36 de Petrobras, en Brasil, con escoramiento generado por la inundación de su casco por una explosión ocurrida en una de sus columnas; y a la plataforma mini-tlp Typhoon de BHP-Billiton, en Estados Unidos, pantoqueada por la falla de su sistema de tendones debido al impacto de oleaje extremo durante el huracán Rita. Fuentes: P-36 home.versatel.nl Typhoon Figura Imágenes del accidente de la plataforma P-36 y de la falla de la mini-tlp Typhoon. Especialidad: Ingeniería Naval 36

37 Las fallas globales de las plataformas generalmente se presentan como una secuencia de eventos técnicos y físicos, los cuales deben ser interpretados a través de factores humanos y organizacionales (Moan y Keppel, 2005). Estos factores incluyen posibles deficiencias en los códigos de diseño, posible desconocimiento de los fenómenos, errores y omisiones efectuadas durante el proceso de diseño, durante la fabricación o durante la operación de la plataforma. En la Figura 4.14 se presenta la distribución de las causas de 71,470 fallas y/o accidentes marítimos registrados por la Guardia Costera de los Estados Unidos, durante el periodo (Baker y McCafferty, 2005). En la Figura 4.14 se puede apreciar que la mayor parte de los accidentes o fallas de infraestructura marina es generada por errores humanos y por deficiencia en los procesos de ingeniería de la infraestructura. Falla en la contención de materiales peligrosos 2% Accidentes o fallas por errores humanos 46% Fallas de la Ingeniería 41% Falla por medio ambiente severo 11% Figura Causas de falla o accidentes marítimos en Estados Unidos. Fuentes: Figura elaborada con información en Baker y McCafferty, Los daños y fallas más recientes de sistemas flotantes de producción se produjeron en la parte estadounidense del Golfo de México durante los Huracanes Iván, Katrina y Rita en 2004 y Durante el paso de estos meteoros, además de las múltiples fallas de plataformas marinas fijas, equipos móviles de perforación (MODUs) y ductos marinos, los sistemas flotantes de producción que sufrieron daños severos e incluso el colapso incluyen a las 3 plataformas tipo Spar y a las 4 TLPs indicadas en la Tabla 4.7 (Howard, 2005 y Oynes, 2006). Sistema Flotantes Tipo de Daño Huracán SPAR Medusa Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación. Iván, 2004 SPAR Devils Tower Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación. Iván, 2004 TLP Ram Powell Daños de la cubierta y del equipo de perforación. Iván, 2004 SPAR Horn Mountain Daños de la cubierta y del equipo de perforación. Iván, 2004 TLP Matterhorn Daños en la cubierta Katrina, 2005 TLP Mars Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación. Katrina, 2005 Mini-TLP Typhoon Destruida Rita, 2005 Tabla 4.7 Daños en sistemas flotantes de producción por el paso de huracanes en el Golfo de México. Especialidad: Ingeniería Naval 37