18.aguas profundas

7/14/2019 18.Aguas Profundas

http://slidepdf.com/reader/full/18aguas-profundas 1/40

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO

Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas

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.





ESTADO DEL ARTE Y PROSPECTIVA DE LA TECNOLOGÍA PARA LA EXPLOTACIÓN DECAMPOS PETROLEROS EN AGUAS PROFUNDAS

Septiembre, 2010





CONTENIDO

1. Introducción .......................................................................................................................................... 4

a. Zonas de explotación a nivel mundial ..................................................................................................... 4

b. Desarrollo de proyectos .......................................................................................................................... 7

c. Origen de la Tecnología .......................................................................................................................... 7

2. Geotecnia............................................................................................................................................... 8

3. Oceanografía y Meteorología ............................................................................................................. 11

4. Sistemas Flotantes ............................................................................................................................. 15

5. Sistemas Submarinos......................................................................................................................... 18

6. Ductos y Risers ................................................................................................................................... 22

7. Materiales............................................................................................................................................. 25

8. Equipo sobre Cubierta........................................................................................................................ 27

9. Control ................................................................................................................................................. 30

10. Riesgo y Confiabilidad ....................................................................................................................... 34

11. Inspección y Mantenimiento .............................................................................................................. 37

12. Conclusiones....................................................................................................................................... 40





1. Introducción

La explotación de hidrocarburos a nivel mundial, proveniente de zonas localizadas en tierra y costafuera en aguas someras, en las cuales se tiene el dominio de la tecnología requerida, se encuentraen etapa de declinación, obligando a los países y compañías operadoras a enfocar sus esfuerzos ala explotación de campos petroleros localizados en sitios costa fuera con profundidades mayores alos 500.00 m., regiones que se denominan como Aguas Profundas, lo cual ha motivadoprecisamente a la generación de tecnología para resolver los retos inherentes a los problemascaracterísticos de estos ámbitos de explotación.

Los problemas que se enfrentan en Aguas Profundas se refieren a condiciones de alta presión y altatemperatura, 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 elpozo hasta las plataformas y sistemas de producción, la caracterización de los peligros, laplaneación, 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 delos ámbitos de explotación y la generación de normas basadas en riesgo y confiabilidad para eldiseño 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 aguasterritoriales del mar del Norte, India, Indonesia y el llamado Triangulo de Oro, conformado por elGolfo de México, Brasil y Oeste de África, que comprende a los países de Brasil, Estados Unidos deAmérica, Angola, Congo, Nigeria, Guinea Ecuatorial, Costa de Marfil y Mauritania. Existenadicionalmente 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 endonde se explotan hidrocarburos en aguas profundas:





Con información del 2008, se registró un 2.2 % de las reservas mundiales de petróleo ubicadas enregiones de aguas profundas. No obstante lo anterior, la tendencia en la explotación de dichoscampos a nivel mundial va en aumento. Entre los años del 2000 al 2007, los campos en producciónubicados en aguas profundas pasaron de 44 a 157 y tan solo para el Golfo de México, en ese mismoperiodo, se pasó de 32 a 112 campos en producción.

En México, la cuenca de Aguas Profundas contiene el56% de 52,300 millones de barriles petróleo crudoequivalente calculados como recurso prospectivonacional:





En los próximos años, PEMEX intensificará sus actividades en sus trabajos de perforación en aguasprofundas, enfocando sus esfuerzos a los nueve sectores mostrados en la siguiente figura:

La primera producción de gas

proveniente de aguas profundas en laparte mexicana del Golfo de México seestima que ocurrirá en el año de 2013.Por otra parte, si los resultados de lasperforaciones exploratorias sonexitosos, la primera producción deaceite ocurrirá probablemente en el2015 en la Región Norte.





b. Desarrollo de proyectos

PEMEX aplica la metodología Front End Loading, FEL por sus siglas en inglés, para el desarrollo deproyectos. Dicha metodología permite ordenar las actividades de las áreas técnicas de ingenieríainvolucradas en los proyectos hasta obtener, conforme se desarrolla el proceso, el grado dedefinición 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 3años, dependiendo de la magnitud y la disponibilidad de recursos:

La visualización FEL-V establece el caso de negocio, asegura su alineación con los objetivosestratégicos y establece varios escenarios posibles. Asimismo, se identifican los riesgos principalesy las incertidumbres, obteniendo como resultado el concepto validado.

La etapa de conceptualización FEL-C analiza las opciones de proyectos y selecciona la mejor deellas. 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 suejecución. El final del proceso FEL da como resultado un proyecto definido que pasa a la etapa deejecución; esta etapa está conformada por la Ingeniería de Detalle, la Construcción y la Puesta enMarcha.

Las áreas técnicas involucradas en el desarrollo de un proyecto siguen las mismas etapas delproceso FEL, realizando sus actividades específicas e intercambiando información con susinterfaces, 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 fuedesarrollada originalmente por Compañías Operadoras, sin embargo en la actualidad está siendodesarrollada principalmente por las compañías proveedoras, por lo que la explotación de loshidrocarburos en las diferentes regiones del mundo, exige generar las capacidades para su





evaluación, selección, adecuación, desarrollo y operación, considerando las condiciones propias decada región.

El IMP con el apoyo de PEMEX, inició en 1984 el proceso de asimilación de tecnologías y formaciónde recursos humanos para la explotación de campos en aguas profundas, lo cual fue la simiente delactual programa de investigación para el desarrollo de campos en aguas profundas que inició suoperación en el año 2003.

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 problemáticaexistente, así como la forma en la cual se ha venido resolviendo a nivel internacional, presentándoseun 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 soninviables debido a los grandes tirantes de agua de más de 500 m., ya la profundidad máxima deaplicación es de 350.00 m. por lo que se han desarrollado sistemas flotantes para la producción yalmacenamiento de hidrocarburos, que se fijan al fondo marino a través de líneas de amarre yanclas. 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 sistemassubmarinos de producción. Sin embargo cabe señalar que en la mayoría de los casos, la explotaciónse lleva a cabo combinando los sistemas submarinos con los flotantes, desde los cuales se puedeenviar la producción a los centros de exportación o de procesamiento, utilizando los ductos marinoso a través de buques tanque.

En cualquiera de los casos, el conocimiento de las propiedades de los suelos marinos en aguasprofundas es esencial para el diseño correcto y la construcción de los sistemas de cimentación y deanclaje; 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 georiesgosexistentes, su interacción con el suelo para problemas de pandeo por presión y temperatura y la





interacción en el punto de contacto entre los ductos ascendentes (risers), que conducen laproducción 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 decampos en aguas profundas se relaciona con las incertidumbres sobre las características de lossuelos en el sitio. Este aspecto se evidencia con las condiciones mucho más severas que seencuentran en los sitios en aguas profundas con respecto a los sitios en aguas someras, en dondeexisten más y georiesgos más severos.

ProblemáticaLos sitios en aguas profundas se encuentran normalmente localizados en el talud continental, enáreas con grandes estratos sedimentarios. En estas áreas el lecho marino se caracteriza por unapendiente de inclinación promedio baja (típicamente menor de 4º), pero en muchas localizaciones seencuentran 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 elcaso en el escarpe de Sigsbee y el talud de diapiros de Campeche. En estos casos la topografía esmuy 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 lasoperaciones 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 hanproducido 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 travésde etapas sucesivas. La planeación de cada etapa se basa en los descubrimientos de la anterior,





con el fin de optimizar los alcances de los trabajos. La exploración geotécnica considera muchosfactores 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 conjuntacomo partes de la misma exploración. La secuencia de la programación de los trabajos deexploración 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 avisualizar 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 estratossubyacentes (grueso, profundidad), extrapolación de datos geotécnicos locales a lo largo yancho de todo el sitio.Exploración geotécnica, la cual tendrá dos objetivos principales: a) determinar los parámetrospara el diseño de las cimentaciones, b) ayudar a la geofísica y geología a la evaluación de losgeoriesgos en caso de existir.

Los trabajos de exploración geofísica para aguas profundas han promovido el desarrollo de nuevastecnologías en los últimos años, por ejemplo: los vehículos autónomos AUV (AutonomousUnderwater 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 detecnología mejorando el equipo para recuperación de muestras y desarrollando nuevo equipo parapruebas 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 deproblema geotécnico que se pretende analizar, tratando de reproducir las condiciones reales a lasque se verá sujeto el suelo a través de la cimentación. Por ejemplo, los pilotes de succión ( fig. 3 a),





deben considerar el cálculo de la resistencia de penetración de los faldones y su resistencia al corteen 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 diferentestipos de prueba, con la finalidad de cubrir todos los escenarios de falla posibles. Para el caso de lastuberías 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 paraello se deberán diseñarse las pruebas que mejor representen el fenómeno a estudiar, por ejemplo, sise requiere conocer la resistencia al corte para evaluar la estabilidad de un talud deberá de probarseel suelo ante condiciones inalteradas y alteradas considerando el efecto de la presión de porointersticial.

ProspectivaCabe resaltar que los retos en esta Área Técnica, consisten en la caracterización de los suelos enlas nuevas regiones de explotación, para lo cual es necesario complementar las capacidades aenfocadas a la solución de los problemas que se tienen identificados en otras regiones conproblemáticas similares, para lo cual se ha establecido como base el acelerar este proceso a travésde la colaboración con centros de investigación tanto nacionales como del extranjero en los cualesse tengan capacidades y experiencias en los temas de interés.

3. Oceanografía y Meteorología

Desarrolla y implementa la tecnología para comprender la fenomenología metoceánica, suinterrelación, magnitud, ocurrencia, periodicidad, estados extraordinarios; tanto en escala globalcomo local. El conocimiento de estos fenómenos es de interés para el diseño, operación yfuncionamiento, de los sistemas de explotación.

OceanografíaCirculación oceánica





Diversos grupos en el mundo estudian la circulación de los océanos utilizando diferentes técnicas oartificios 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 representaciónglobal de un ecosistema y en la reducción de incertidumbres que ofrecen, sobre todo cuando sondebidamente validados y calibrados con mediciones experimentales u observaciones satelitales. Enparticular en el Golfo de México existen principalmente cuatro modelos de vanguardia, que sonaprobados por la comunidad oceánica mundial: OPA, NCOM, ROMS y el HYCOM. Estos modelos sehan implementando en el CICESE y la UNAM, con el objetivo de conocer la fenomenología de losprocesos 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 devanguardia 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 deLazo; formación y desprendimiento del remolino anticiclónico; fraccionamiento y evolución deremolinos ciclónicos y anticiclónicos; confluencias y surgencias), además de la generación decampos de velocidad, temperatura y salinidad en dos y tres dimensiones, variaciones de la superficielibre, entre otros fenómenos.

Oleaje

La modelación del oleaje es un arte que contiene dos grandes aspectos del conocimiento humano: lateoría y la aplicación práctica. En la aplicación práctica que constituye la modelación del oleaje, elhecho que dos de los modelos, WAM y WAVEWATCH, en operación en dos de los más prominentescentros meteorológicos utilizan diferentes enfoques del problema de modelación es en sí mismo unaindicación que una sola y buena solución todavía no a sido aceptada. Por ejemplo, el término fuentede la disipación de la energía por el rompimiento del oleaje en la modelo WAM es en esenciaopuesto al término de disipación de la energía del modelo WAVEWATCH en donde la disipación dela energía debida al rompimiento del oleaje está dividida en disipación de olas de baja y altafrecuencia. Actualmente la investigación en la modelación de olas está enfocada en seis grandes





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. Eneste momento, en el IMP se cuenta con la capacidad de hacer simulaciones del oleaje con el modeloWAM y en el corto plazo con el modelo WAVEWATCH.

Meteorología

Por medio de un modelo meteorológico es posible conocer o simular la dinámica atmosférica através de la descripción tridimensional de los campos de viento, temperatura, humedad, presión, yobtener otras variables de interés que están en función de estos campos. Los modelosmeteorológicos fueron desarrollados originalmente como herramienta de ayuda para el pronóstico

meteorológico operativo y posteriormente se han utilizado para generar las variables meteorológicasde entrada, requeridas para otras aplicaciones tales como calidad del aire, aplicaciones de ingenieríao como datos de entrada para de oleaje o circulación. En la actualidad existe una amplia variedad demodelos numéricos en uso en todo el mundo desarrollados por diferentes centros de investigación yentidades gubernamentales, muchas veces con objetivos precisos.En México el modelo más utilizado en pronóstico meteorológico ha sido el MM5, ya que es el que elServicio Meteorológico Nacional tiene implementado. En el IMP se ha utilizado el RAMS paradiferentes estudios de modelación meteorológica y calidad del aire y actualmente se estánrealizando pruebas para utilizarlo en la simulación de nortes para todo el Golfo de México, paraobtener 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 parahuracanes, 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 losmodelos de oleaje y circulación oceanográfica, para obtener parámetros metoceánicos de diseñopara aplicaciones de ingeniería.





Simulación del frente frío número4, 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 asignaturapendiente para poder mejorar el conocimiento de los fenómenos físicos y para calibrar los modelosnuméricos. Por esta razón es necesario contar con información de los parámetros físico-químicosque interactúan en la naturaleza y que es deseable medir en conjunto. En México diferentesInstituciones Gubernamentales y de Investigación han realizado campañas oceanográficas en sitiosy objetivos diferentes. En el 2005 el IMP instaló el primer anclaje a 1,500m de profundidadincursionando en aguas profundas en la parte mexicana del Golfo de México, frente a ladesembocadura del río Tuxpan, Veracruz a bordo del Barco Justo Sierra de la UNAM, con un arreglode 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 4transectos ubicados perpendicularmente a la línea de la costa cubriendo profundidades desde 50mhasta 2500m.

- 98 .0 ° - 97 .0 ° - 96 .0 ° - 95 .0 ° - 94 .0 ° - 93 .0 ° - 92 .0 ° - 91 .0 ° - 90 .0 °

LONGITUD

17.0°

18.0°

19.0°

20.0°

21.0°

22.0°

23.0°

24.0°

25.0°

26.0°

L A T I T U D

NOAA-42055

PEMEX-1

ARENQUE-B

LANKAHUASA

ZAAP-D

PERDIDO

LANKAHUASA

LAMPREA

COATZACOALCOSPROFUNDO

CAMPECHEPROFUNDO

CAMPECHESHELF

AF-1

AF-2

AF-3

AF-4

AF-5

AF-6

AM-1

AM-2

AF-1 Anclaje Fijo No. 1

AM-1 Anc laje Movil No. 1

PROFUNDIDADANCLAJES

BOYAMETOCEANICA

-3500 to -2000

-2000 to -1500

-1500 to -500

-500 to -130

-130 to -129.9

Ubicación del anclaje Perfil detemperatura

Perfil de velocidades Red de monitoreo de PEMEX





Como resultado de estas mediciones, PEMEX implementa un proyecto de gran visión con lafinalidad 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 hanprocesado para su aplicación a la planeación y establecimiento de los riesgos para determinar losparámetros de diseño y evaluación de los sistemas de producción.

Hidrodinámica

La hidrodinámica marina es el estudio del flujo de la masa oceánica sobre estructuras inmersasparcial o totalmente en ella. De forma similar la aerodinámica estudia el flujo del viento sobre la partede 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. Lalimitante 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: laviscosidad, la inercia y la gravedad. Tomando esto en cuenta la hidrodinámica aplicada a la industriadel petróleo hace uso de formulaciones semi-empíricas. Se aplican ecuaciones basadas en teoríapotencial (simplificación de la mecánica de fluidos) y considera las fuerzas fundamentales antesmencionadas mediante coeficientes empíricos hidrodinámicos para estimar las cargas sobre lossistemas de explotación.

Actualmente en el Área Técnica se ha ganado experiencia en la utilización de códigos de teoríapotencial SESAM y tipo CDF: Fluent, Abaqus Cell y OpenFoam, pero se siguen explorando otrascapacidades a nivel mundial.

Resultado de SESAM(potencial)

Resultado de Abaquscell (CFD)

Resultado deOpenFoam (CFD)

Resultado de Fluent(CFD)

4. Sistemas Flotantes

Ante el decaimiento de la producción de hidrocarburos proveniente de yacimientos localizados entierra, durante las décadas pasadas fue necesario incursionar en el mar para la búsqueda de nuevoscampos petroleros, donde para apoyar las actividades de explotación en un inicio se usaronplataformas marinas fijas; sin embargo, ante el incremento en la demanda de los hidrocarburos se





tuvo que avanzar cada vez más a mayores profundidades. Debido a que la factibilidad técnico-económica 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 eldesarrollo de los campos petroleros en aguas profundas. Entre estas tecnologías se tienen losSistemas Flotantes de Producción (SFP).

Dentro de los sistemas flotantes se encuentran los buques de producción, almacenamiento ydescarga (FPSO, del inglés Floating Production, Storage and Offloading), las plataformassemisumergibles PSS), las plataformas de piernas atirantadas (TLP, del inglés Tension LegPlatform) y las plataformas Spars. Estos sistemas son mostrados en la Figura 4.1. Los sistemasflotantes han permitido la explotación de yacimientos en tirantes de agua ultra profundas, siendo elrécord 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(www.modec.com).

Debido a las características de algunos conceptos, los SF tipo FPSO y las PSS se han aplicado enel desarrollo de campos en aguas someras (menores a 100m), teniendo por ejemplo el caso delFPSO 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 deprofundidad. Cabe mencionar que las PSS son el concepto más usado en el mundo, no solamentepara 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

http://www.modec.com/








producción se tiene su uso en tirantes de agua desde 79.85 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 enNoruega) hasta 1,425 m (TLP Magnolia en el Golfo de México-USA). En el caso de las Spars, debidoa las dimensiones del casco de flotación, su aplicabilidad es en tirantes de agua mayores a los 500m teniendo a la Neptuno en 588 m y el récord actual de la plataforma Perdido (2,383 m), ambas enla porción americana del Golfo de México.

Funcionalidad

Los FPSO son una de las opciones más usadas en el desarrollo de campos por ser el únicoconcepto 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 lacosta así como para cuando no existe infraestructura marina para la exportación del hidrocarburocomo son los ductos submarinos.

En el caso de las plataformas TLP y Spars, estos conceptos son usados en algunos campos paraefectuar actividades tanto de perforación como de producción al mismo tiempo, debido a que tienenla característica de presentar movimientos verticales mínimos que permiten el uso de árbolessuperficiales o secos. Sin embargo, en el caso de la TLP se tienen limitaciones de aplicabilidad entirantes mayores a 1,500 m debido a su sistema de anclaje al fondo marino (tendones). No así elcaso 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 yservicios, así como con los risers (ductos ascendentes para la conducción de hidrocarburos) y elsistema de anclaje al fondo marino. El casco de flotación debe ser lo suficientemente grande parapoder soportar las cargas propias de la plataforma, incluyendo el peso de los fluidos procesados yalmacenados. El sistema de amarre es el encargado de mantener en el local de operación al cuerpoflotante y debe ser dimensionado para limitar los movimientos de la embarcación y salvaguardar laintegridad 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 loque 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 ymareas como fuerzas estáticas. Debido a que estas estructuras son artefactos navales se debeevaluar tanto su comportamiento naval como el estructural.





A pesar del avance de la tecnología en el desarrollo de herramientas computacionales ymetodologías 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 anteacciones 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 deCampos en Aguas Profundas del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) se identificó a los sistemasflotantes tipo FPSO como una de las tecnologías con aplicación promisoria para la producción dehidrocarburos en México y efectuó la asimilación de metodologías para Ingeniería de diseño básico

de un FPSO en los años 2007-2008.

Con base en las tecnologías asimiladas se cuenta con las capacidades para llevar a caboespecíficamente para el caso de los FPSO en aguas profundas la asistencia técnica en la licitaciónde 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 deExplotación 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 estasnecesidades, el IMP cuenta actualmente con las capacidades para apoyar a PEMEX en la ingenieríade sistemas tipo FPSO, y en mediano plazo se contarán con las capacidades técnicas para los otros3 tipos de conceptos (PSS, TLP y Spar). Dentro de las líneas de investigación se tiene contempladocontinuar con el estudio del comportamiento de los principales componentes estructurales y en unfuturo optimizar los mismos, considerando en ambos casos las condiciones típicas de la partemexicana del Golfo de México. Por otro lado, es importante mencionar que también se considera elfortalecimiento del IMP a través de la formación de personal del IMP en universidades extranjerasasí 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 deexploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas en los últimos años, motivadas





por la reducción de las reservas de hidrocarburos probadas a nivel mundial, esto no ha sido laexcepción 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 indicaninvariablemente que una fuente de extracción de hidrocarburos se encuentra en tirantes de aguamayores a los 500 metros, por lo que para el desarrollo de estos campos se requiere deimplementar infraestructura submarina.

Esta infraestructura denominada como sistemas submarinos de producción se define de manerageneral como el conjunto de equipos, líneas y accesorios, instalados sobre el lecho marino, quepermiten la explotación de hidrocarburos en campos ubicados en aguas profundas oultraprofundas; y que generalmente, complementan un sistema superficial de producción comoson las plataformas fijas, sistemas flotantes e instalaciones de producción en tierra (ver Figura1). Su objetivo es recolectar, procesar, transportar y controlar la producción de los hidrocarburoshacia 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 procesamientosubmarino, 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 cabezadel pozo o al centro de proceso en superficie, puede ser que dentro del pozo, sea necesarioimplementar 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 debombeo electrosumergible.





Los aspectos generales más importantes que se deben considerar en el diseño de un sistemasubmarino 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 vidaproductiva, la presión del yacimiento declina, la composición de los fluidos cambia, con elagotamiento del yacimiento la producción de agua aumenta y aparecen los efectos de lacorrosión. Desde la formación productora y hasta el separador, la compañía operadora debeplanear los cambios necesarios. Las mejoras y modificaciones de las instalaciones son engeneral más difíciles y costosas en los campos submarinos; por lo tanto, la compañía debeprever la menor cantidad de cambios una vez puesto en operación el sistema submarino deproducción.

Actualmente en el mundo se tienen aproximadamente 1,668 sistemas submarinos en un tirantede 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 elGolfo de México, en el campo Perdido-Silvertip de Shell a 2,852 metros; mientras que para gasestá 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 superficieya sea flotante o en tierra, para el aceite pertenece al campo Penguin A-E de Shell en el Mar delNorte con una distancia de 69.8 km en 175 metros de tirante de agua. Para gas lo tiene elcampo 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 sontecnologías disponibles comercialmente. El bombeo multifásico submarino cuenta con un rangode operación para un tirante de agua de 1,700 metros y una distancia de 29 km, y la separaciónsubmarina cubre un rango de operación para un tirante de 435 metros y una distancia de 1.7 km.





Con lo que respecta a la compresión submarina se encuentra en pruebas de calificación del2009 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 avancesignificativo para proporcionar soluciones tecnológicas innovadoras para la explotación de loshidrocarburos de una manera segura y eficiente, sin embargo, por los severos ambientes detrabajo y de operación presentes, y por la magnitud de la inversión necesaria para el manejo yprocesamiento 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 áreatécnica de sistemas submarinos perteneciente al Programa de Explotación de Campos en AguasProfundas del Instituto Mexicano del Petróleo llevó a cabo un proceso de asimilación de estatecnología durante los años del 2006 y 2007, para hacerse de capacidades para la evaluaciónde tecnologías y procedimientos existentes para llevar a cabo la selección, especificaciónfuncional y aplicación, con el objetivo de poder proporcionar asistencia técnica para laplaneación, evaluación y selección de sistemas submarinos.

Sin embargo, con el objetivo de continuar fortaleciendo esta área tecnológica, como estrategiase busca mantener un programa constante de formación e incorporación de investigadores en

especialidades de ingeniería petrolera, química, mecánica, eléctrica y de sistemas de control; asícomo realizar alianzas con Institutos de Enseñanza Superior, Centros de Investigación y concompañías operadoras y fabricantes de equipo.

Adicionalmente, conforme a los retos que se presentan en esta tecnología, se está planteando larealización de proyectos para complementar y mejorar las capacidades en el desarrollo sistemassubmarinos referentes al procesamiento submarino, evaluación de la confiabilidad de los





equipos submarinos y sistemas de control, sistemas artificiales de producción, aseguramiento deflujo, 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 experimentalcon el objetivo de poder realizar pruebas para estudios de comportamiento de equipo y deaccesorios 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 ellecho marino hasta el Sistema Flotante de Producción (SFP). Pueden ser fabricados con acero alcarbono (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 unatubería 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 diversosfactores técnicos entre los cuales se tienen; profundidad, movimientos del SFP, necesidad dedesconexión, requerimientos de mantenimiento de pozos, tipo de árbol (seco o húmedo),condiciones de operación de presión y temperatura, etc. Asimismo debe considerarse unaevaluación 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 sepueden clasificar en cuatro grandes grupos; 1) Flexibles, 2) Acero en Catenaria (SCR, por sus siglasen 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 laacción del oleaje, corriente y viento, como pueden ser los FPSOs y Semisumergiblesconvencionales. Actualmente, la tecnología para risers flexibles se limita a diámetros internos (DI) de2” 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 eincrementar su resistencia, lo que permitirá su empleo en profundidades mayores de 2000 m.





Los SCRs consisten en tramos de tubería rígida unidos por soldadura, proceso desarrollado en labarcaza 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 estetipo de riser. Los SCRs han sido instalados en diversos sitios del mundo, siendo la profundidadmáxima de 2438 m en una Semisumergible, en el Golfo de México Norte. Actualmente está enestudio la instalación de un riser de acero con configuración que combina la catenaria simple conuna 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 yen 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 lasSpars y TLPs. Los TTRs se han instalado hasta una profundidad máxima de 1706 m en una TLP enel 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 hastauna profundidad donde ya no afecta el oleaje, alojándose en la torre la tubería rígida de conducciónla cual es conectada al SFP por medio de tubería flexible. Estos risers se han instaladoprincipalmente en FPSOs y Semisumergibles, siendo el riser híbrido más profundo a la fecha eldiseñado 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 estructurasmuy esbeltas y están sujetos a fuerzas cíclicas producidas por el oleaje, corriente y movimiento delsistema flotante. En función de lo anterior, los retos técnicos principales en su diseño y construcciónson: Vibración Inducida por Vórtices (VIV) generada por las corrientes marinas, la estimación de lavida por fatiga considerando los efectos del servicio amargo y la interacción con el suelo en punto decontacto con éste, así como el monitoreo e inspección de los risers en operación para evaluar suintegridad.

Respecto a los ductos, existen varios tipos con aplicación para campos en aguas profundas. Paratransportar 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 deflujo (flowlines), las cuales se conectan con los risers para llevar la producción a los SFP. Las líneasde flujo son líneas cortas, normalmente menores a 20 km y sus diámetros son menores a 16”. Paratransportar el hidrocarburo hacia otra plataforma o a la costa, son utilizados risers de exportación, loscuales conectan a la plataforma con ductos (pipeline) en el fondo del mar. Cuando se utilizan





únicamente sistema de producción submarino, la producción es transportada a una plataforma lejanao 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 técnicasen cuanto a diámetro y profundidad, pero su instalación es relativamente simple, rápida y menoscostosa.

La peligros a los que se enfrentan los ductos en aguas profundas son de diversos tipos: suelosirregulares 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 sussiglas en inglés) y alta corrosividad.

En lo referente a las profundidades uno de los grandes retos es la instalación. Al fabricarse el ductoen sitio, son utilizados barcos en donde se transportan los tramos de tubo hasta donde se encuentraotro barco con el equipo para soldar los tramos y depositar el ducto en el fondo marino. Lainstalación puede ser en “S” o en “J”, nombre dado por la configuración que toma la tubería desde elbarco hasta el fondo marino.

Respecto a la superficie del fondo marino, esta puede presentar pendientes muy inclinadas y/obatimetría muy accidentada, lo cual ocasiona la presencia de claros libres en el ducto generandograndes 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 cargasde expansión al ducto, lo que provoca fenómenos indeseables como son el desplazamiento axial o elpandeo de la tubería, dependiendo de las propiedades del suelo.

En resumen, la tecnología de los ductos y risers para aguas profundas (conceptos, criterios deanálisis y diseño, técnicas de instalación, mantenimiento, inspección y reparación, etc.) está en unestado de permanente evolución. Lo anterior, debido a que esta tecnología tiene pocos años depráctica y la industria petrolera está adquiriendo experiencia. Por lo tanto, se deben tomar medidasapropiadas para asegurar un conveniente control de calidad y operar con un nivel de riesgoaceptable.

Área Técnica de Ductos y Risers

Considerando las necesidades de la industria petrolera nacional de contar con la tecnología paraexplotación de campos en aguas profundas, se estableció un área técnica relacionada con ductos yrisers. El objetivo de este grupo es desarrollar proyectos IDT para adaptar, mejorar y generar





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 enaguas 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 yoperaciones de paro y arranque del sistema de producción.

Comportamiento estructural de risers, ductos y líneas de flujo debido Alta Presión y AltaTemperatura, 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 deinvestigadores en las áreas de mecánica estructural, dinámica estructural e interacción suelo-estructura, así como la creación de laboratorios para realizar la calibración de modelos analíticos ynuméricos enfocados al comportamiento estructural, simulando condiciones de cargas equivalentesa 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 profundasrepresenta 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 representatambién nuevos retos a la ingeniería mexicana porque se requiere de la aplicación de nuevastecnologías de materiales aún no utilizadas en México. Las propiedades de los materiales y sucomportamiento contra la corrosión, son distintas a las requeridas en aguas someras debido aaspectos 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, entreotros.

Conforme al estado de la tecnología utilizada a nivel mundial en la especialidad de materiales ycorrosión, para afrontar los escenarios esperados de explotación de campos en aguas profundas delterritorio nacional, se identificó la problemática y necesidad tecnológica, como se muestra en laTabla 1.





Tabla 1. Problemática y descripción de necesidades tecnológicas en México ©.

Problemática Necesidad Tecnológica Alta presión/alta temperatura (HP/HT). 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 aleacionesresistentes a la corrosión (CRA) recubrimiento por soldadura(overlay ), sistemas de protección catódica confiables a largoplazo, selección de materiales y recubrimientos.

Corrosión interna de ductos, equiposubmarino y tanques dealmacenamiento de FPSOs debido aaltas concentraciones de H2S y CO2.

Corrosión microbiológica (MIC) ycrecimiento marino.

Corrosión-erosión

Ductos e internos de equipo submarino:Control de arenaModelos de predicción de erosión.Monitoreo de arena.

Cladding de aleaciones CRAsRecubrimientos por soldadura (overlay).

Alta temperatura interna y bajatemperatura externa.

Ductos y equipo submarino:Aislamiento térmico mediante materiales aislantes (espuma, gel),elementos activos (resistencias eléctricas), sistemas pipe-in-pipe.

Envejecimiento de polímeros detubería flexible y de líneas de amarre.

Desarrollo o calificación de materiales no metálicos, e. g.polímeros y compósitos.

Soldadura de aceros de altaresistencia y de aleaciones CRAs paraductos. Calificación de soldadura e inspección en línea durante el tendido

de líneas.Soldadura de materiales disímiles(tubería con cladding).

De acuerdo a la información disponible de las prospectivas de producción en aguas profundas, sehan identificado los siguientes retos tecnológicos en la especialidad de materiales y corrosión:

Explotación de campos de gas y aceitePozos 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 servicioamargo





Para coadyuvar a la solución de los retos relacionados con la selección de los materiales y lacorrosión, 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 creaciónde un Laboratorio para la Evaluación de Materiales enfocado al soporte técnico y de laboratorio enlas siguientes áreas:

• Desarrollo de tecnologías de materiales.• Líneas de investigación de las áreas técnicas del programa de desarrollo de camposen aguas profundas.• Proyectos de soluciones en zonas regionales.

El Laboratorio de Evaluación de Materiales proporcionará pruebas especializadas de materiales paraaplicación en desarrollos de aguas profundas enfocados principalmente a alta presión/altatemperatura (AP/AT), servicio amargo y erosión-corrosión.Del Mapa Tecnológico y en función del análisis tecnológico, se establecen las siguientes áreas deespecialidad y líneas de Investigación del Área Técnica de Materiales orientadas a dar solución a lasnecesidades tecnológicas de la Industria Petrolera Nacional en aguas profundas a corto, mediano ylargo plazo:

Erosión/corrosiónEvaluación mecánica de materiales metálicosEvaluación mecánica y desarrollo de materiales no-metálicosBio-corrosión y Bio-ensuciamiento (crecimiento marino)

Corrosión a AP/AT de materiales metálicosSistemas 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 múltiplesbeneficios, tales como: la extensión de vida útil y la seguridad de las instalaciones durante laoperación, el cumplimiento a diversas regulaciones de salud cada vez más estrictas; la protección almedio 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 camposen aguas profundas, de manera similar a lo que se tiene en aguas someras, no está completamentelista para su comercialización, de modo que se requiere un procesamiento primario con sistemas deproceso y de servicios auxiliares que están instalados en las cubiertas de los sistemas flotantes deproducción, a la serie de equipos que conforma dichos sistemas en cubierta, en el ámbitointernacional, se les denomina los topsides. La sección habitacional y en el caso de existir equiposde perforación, también se considera parte de los sistemas en cubierta. En el procesamiento de los





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 flotantesque se utilizan en aguas profundas.

Como se mencionó en la Sección de Sistemas Flotantes, existen comercialmente cuatro tiposprincipales de sistemas flotantes de producción, TLP, SPAR, Semisumergible y FPSO. De loscuales, el FPSO es el que tiene mayores efectos de movimiento sobre los equipos de proceso en lascubiertas y es el tipo de sistema que se ha estudiado más ampliamente en México, en el InstitutoMexicano del Petróleo, donde se cuenta con un equipo de investigadores y especialistas que handesarrollado incluso un modelo electrónico tridimensional, basado en las capacidades de diseño deingeniería 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 deproducción, a nivel mundial se puede decir que está a buen nivel en la práctica industrial. Sinembargo, se siguen requiriendo innovaciones, desarrollos tecnológicos e investigación que abordenlas diferencias existentes y las ubicadas en prospectiva entre lo que se requiere de sistemas deproceso en aguas profundas, que es diferente respecto a las necesidades técnica para laexplotación petrolera en aguas someras.

a. Diferencias del procesamiento en sistemas flotantes para aguas profundas con respecto aplataformas 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, losFPSO. En este caso, el movimiento de los sistemas flotantes puede tener efectos muy severossobre 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 – gaso trifásicos. En el caso de TLP y SPAR, los efectos de movimiento sobre los sistemas deproceso no son tan apreciables. Un FPSO tiene de manera muy intensa seis (6) grados delibertad de movimiento, tres (3) rotacionales (movimientos angulares): balanceo “pitch”; cabeceo

“roll” y arfada “yaw”, además de tres (3) desplazamientos (movimientos lineales): asiento oretraso “surge”; escora o deriva “sway”; sustentación o “heave” en los ejes x, y, zrespectivamente. Se ha reportado, que dichos movimientos afectan el comportamiento delequipo 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, sonmucho más severas que en instalaciones de aguas someras, dado el alto costo del espacio y elpeso a soportar en instalaciones flotantes. Se prefiere utilizar equipo compacto [7],[8].





Seguridad y protección al personal. En instalaciones en aguas profundas, a diferencia deaguas 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 lossistemas de proceso y protección al personal, en aguas profundas, son mucho más intensos ycríticos, que en instalaciones de aguas someras.

Diseño de procesos para toda la vida útil del campo. En las nuevas instalaciones en aguasprofundas se vuelve más severa la visión de diseño de los procesos de manejo de la producciónpara toda la vida útil de los campos, para considerar los requerimientos de equipo y procesospara 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 dediseño, 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 aguaproducida, por lo que desde el inicio del diseño deberán considerarse los equipos necesariospara el manejo del agua producida a lo largo de la vida de explotación. El diseño de procesospara 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 aguasprofundas y al costo de los servicios requeridos.

Procesamiento y disposición de gas. La especificación de contenido de agua en el gas, paraevitar la formación de hidratos, generalmente es más estricta en aguas profundas, del orden de2-3 lb de agua/millón de ft3, dado que el gas puede ser enviado por ducto en ambientesoceánicos con temperaturas cercanas a los 5 °C y a mayores presiones que en aguassomeras[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 conaminas, el proceso suele ser el mismo en aguas someras que en profundas. Las restriccionesde 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 decampos en aguas profundas de los siguientes años estarán siendo sujetos a una atención demanera aún más intensa de las diferencias que existen entre el procesamiento en plataformas fijas oen tierra, contra lo que se requiere en sistemas flotantes que antes se mencionaron. Adicionalmentese prevé que la ingeniería en México y en el mundo, abordará los siguientes aspectos en aguasprofundas: 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. Sinembargo, por las características del petróleo en México, es posible que eventualmente serequiera la explotación de campos con crudos pesados, lo que en aguas profundas traerequerimientos especiales relacionados con: la complejidad del procesamiento; elaseguramiento de flujo y la rentabilidad de los proyectos.





Procesamiento submarino. El procesamiento submarino en aguas profundas, aunque puedeutilizarse 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 eliminacióno ahorro en infraestructura flotante de procesamiento en cubierta. Los sistemas y equipo deproceso tenderán a aplicaciones en el lecho marino.

Procesamiento de gas en sitios de aguas profundas. Esto incluye innovaciones en sistemasde 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 tipoFPSO, etc.

En el ámbito nacional, los ingenieros e investigadores deberán tener capacidades tecnológicas ycientíficas para:

Evaluación e Innovaciones en equipo de separación submarina y en sistemas de procesamientotanto 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 recursoseconómicos necesarios para afrontar tales desafíos, sino igualmente importante, requiere de lainfraestructura 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 submarinaspara la extracción del hidrocarburo. Como parte de estas instalaciones se tiene el sistema submarinode producción, el cual comúnmente esta conformado por colectores (manifolds), cabezales depozos, árboles de válvulas, y equipos asociados a estos, necesarios para la extracción del fluido deproducción (generalmente hidrocarburo y/o gas).

Entre estos equipos asociados, se tiene el sistema de control de producción submarina, cuya funciónes 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 deoperación con el fin de asegurar la extracción del fluido de producción sin poner en riesgo laintegridad de las instalaciones submarinas de producción.

Hoy en día, no sólo se busca garantizar la adecuada operación de los sistemas de control deproducción a profundidades mayores (> 300 metros), sino también, se trabaja en procedimientos que





provean una supervisión y un control automático con el objetivo de optimizar la extracción del fluidode 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 lasinstalaciones submarinas de producción se ha debido principalmente a la necesidad de la extraccióndel fluido de producción en condiciones ambientales cada vez más extremas, ubicaciones menosaccesibles 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 característicasque permitan su adecuada operación en condiciones más adversas. Una breve descripción de lasalternativas de sistema de control de producción submarina con mayor transcendencia en laexplotación en campos en aguas profundas se enumera a continuación:

1. Sistema de Control Hidráulico Directo: La operación del suministro hidráulico en la superficiees 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 paraoperar las válvulas del árbol y una línea adicional de fluido de control por cada válvula piloto. Elfluido 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 delsuministro hidráulico a la variación de la presión en el suministro de fluido de control a la válvulaen 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 cualessustituyen a las válvulas piloto, estas son operadas con una línea de suministro individual. Conpulsos 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, lacomunicación se realiza de forma multiplexada, lo cual también admite el uso de sensores.





6. Sistema de Control Todo Eléctrico: En este sistema se elimina la necesidad de fluido decontrol 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 operadopor un sistema de control electrohidráulico.

Figura 1. Tipología básica de un ÁrbolSubmarino controlado por un Sistema deControl Electrohidráulico Multiplexado.

Fuente: Production Control Systems: AnIntroduction, Jacek S. Stecki, Department

of Mechanical Engineering, Monash

University, Exploration & Production: TheOil & Gas Review - 2003 .

Industria de Sistemas de Control de Producción Submarina.

Las instalaciones de producción submarina han probado su confiabilidad en servicio y como sucosto, en términos relativos, ha caído, la industria del petróleo las ha aceptado como una opcióntécnicamente 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 deproducción submarina instalados.

0

5

10

15

20

25

30

ABB (Vetco Gray) Cameron FMC Kongsberg Kvaerner O. P. (blank) other ??

W - S. America

W - N. America

E - N. Sea

E - Asia/Pacific

E - Africa/Medit.

Count of Tree_ID

Controller_Mfg

Hemisphere

Figura 2: La gráfica muestra el número de desistemas de control de producción submarinainstalados por cada fabricante.

Fuente: Quest Offshore Resources, Inc.,Database Reports.http://www.questoffshore.com/Home/ImageGallery/QSDBOverview/

Propuesta para el Área Técnica.

A continuación se hacen los cuestionamientos sobre las necesidades de conocimiento respecto alcomportamiento de equipos submarinos y el diseño de los mismos, tales como:





¿Cuál alternativa de sistema de control de producción submarina es la más adecuada para la

explotación en aguas profundas mexicanas?

¿Cuál alternativa de sistema de control de producción submarina provee las condiciones demonitoreo más apropiadas para la explotación de aguas profundas nacionales?

¿Cuál o cuáles fabricantes son los más aptos para el desarrollo del sistema de control de producción submarina más representativo de las aguas profundas mexicanas?

¿Qué conocimiento requiere el personal de PEMEX para realizar la evaluación y selección del sistema de control de producción submarina o de componentes entre las alternativas viables?

Indudablemente para poder responder estas preguntas, se requiere de un grado de conocimientotanto del sistema de control de producción submarina como de las necesidades del sistemasubmarino de producción que se va a supervisar y controlar. En un comienzo se puede proporcionar una solución rápida en cuanto al costo y disponibilidad del equipo, pero esto no garantiza el éxito delproyecto debido a factores técnicos y operacionales que requieren ser considerados.

Por otra parte, como se menciona anteriormente, existen distintas alternativas de sistema de controlpara producción submarina y diferentes compañías fabricantes, lo cual también genera interrogantessi existe compatibilidad entre estos equipos y si éstos permiten la conexión de componentes con elfin de optimizar costos o fungir como una opción de respaldo en caso de falla o sustitución.

En parte, por lo anterior se está conformando, a mediano plazo, a un grupo de expertos en el áreade control y automatización que estén familiarizados con los componentes de cada alternativa desistema de control de producción submarina con el fin de desarrollar estrategias integrales desupervisión y control automático, ya sea en la selección de componentes, como en el desarrollo desoftware, que permitan proporcionar a PEMEX una mayor capacidad de interacción con losproveedores de esta tecnología durante la evaluación, selección, adquisición, operación ymantenimiento del equipo.

En términos generales, el IMP se prepara para ayudar a PEMEX en la optimización del proceso deaplicación de tecnología en condiciones propias desde el punto de vista de las condiciones de sitiocomo de producción de las aguas profundas mexicanas y lograr así una mejor elección de los

proveedores de tecnología por medio de la evaluación y la selección de las distintas opciones desistemas de control de producción submarina y sus componentes utilizando lineamientos en base acaracterísticas técnicas de operación y experiencias previas en equipos ya instalados con expertosen el área.





10. Riesgo y Confiabilidad

Una labor de máxima relevancia en las actividades de explotación de hidrocarburos en aguasprofundas es la administración del riesgo. En general el análisis de riesgo asociado con lasinstalaciones de producción involucra la caracterización probabilista de los peligros, la evaluación dela probabilidad de falla de los componentes, sub-sistemas y sistemas que conforman una instalación,y el análisis y cuantificación de las consecuencias asociadas con la falla. En el caso del riesgoestructural de sistemas flotantes de producción para aguas profundas, así como de risers y líneassubmarinas, existen diferentes peligros que pueden generar fallas estructurales, siendo el principal elrelacionado con los fenómenos naturales. En el Golfo de México, el principal peligro natural es eldebido a huracanes, tormentas, y la circulación oceánica, los cuales generan condiciones de viento,oleaje y corrientes que demandan una capacidad resistente y desempeño adecuado de lasestructuras.

En las diferentes etapas del proyecto o vida de servicio de los sistemas de producción para aguasprofundas se deben tomar decisiones relacionadas con los niveles aceptables de riesgo y elestablecimiento de filosofías de diseño y operación que permitan una adecuada administración delriesgo. Por ejemplo, para la planeación, selección y diseño de los sistemas es necesario tomar decisiones respecto de los factores de seguridad que se deben emplear, de tal manera querespondan a los niveles aceptables de riesgo del operador o del estado y a las característicaspropias de los peligros naturales en los ámbitos de explotación. Para la operación de los sistemas esnecesario implementar estrategias de administración de la integridad mediante las cuales se asegureque las instalaciones operan con niveles adecuados de seguridad. La administración de la integridadde los sistemas requiere de filosofías de inspección basadas en riesgo, que permitan la detección yevaluación oportuna de daños y deterioro que afectan la capacidad resistente y el desempeño de lossistemas, así como de estrategias de mantenimiento que prioricen adecuadamente la prevención oreparación de daños con base en su impacto en el riesgo y la seguridad de la instalación. Engeneral, el manejo del riesgo involucra principalmente un adecuado conocimiento de los peligros(dadas las incertidumbres en el pronóstico a futuro de sus intensidades y frecuencia se recurre a unacaracterización probabilística), metodologías para evaluaciones cuantitativas de los riesgos, criteriospara establecer los niveles aceptables de riesgo, y especificaciones y procesos establecidos en laregulación o normatividad, como es el caso de la definición de factores de seguridad, deprocedimientos de operación, o la implementación de sistemas de administración de la integridad.

Dos de los aspectos en los que ha habido un avance importante en el estado del arte es en ladefinición de las mejores prácticas para los procedimientos de evaluación del riesgo y en lageneración de criterios de aceptación. El Joint Committee on Structural Safety ha emitidoprocedimientos y modelos genéricos de evaluación de riesgo en los que se identifican los elementosconstitutivos de un sistema y su interrelación, los peligros a los que están expuestos, los escenariosy eventos de falla, y los lineamientos para la definición de las consecuencias directas e indirectas defalla. Las primeras están relacionadas con las consecuencias de falla de los elementos constitutivosdel sistema, mientras que las segundas se refieren a las que resultan de la interacción entre las





fallas de elementos constitutivos. Este enfoque permite la representación esquemática de lossistemas mediante modelos jerárquicos adecuados para una evaluación cuantitativa de riesgo

mediante el uso de herramientas como las Redes Probabilísticas Bayesianas (RPB). Las RPB estánconstituidas por nodos y por las relaciones de dependencia o de causa-efecto entre ellos. Los nodosrepresentan variables asociadas con incertidumbre. Esta incertidumbre se representa en las redesbayesianas asignando probabilidades condicionales para los posibles estados de los nodos dado uncierto estado de los nodos que los anteceden. La principal ventaja de las RPB es que permitenrepresentar gráficamente las secuencias de eventos de falla e incluir en el análisis la dependenciaprobabilista entre dichos eventos. Mediante la aplicación de técnicas bayesianas, la red permiteevaluar las probabilidades marginales de las variables en cada nodo de la red, así como introducir evidencias respecto del estado de las variables de algunos nodos y evaluar las correspondientesconsecuencias condicionales de falla. La evaluación de las consecuencias de falla mediante las RPBse puede fácilmente incorporar en los modelos Costo-Beneficio para el Ciclo de Vida de un sistema

(LCCB, por sus siglas en inglés) para obtener soluciones óptimas que maximicen la relaciónbeneficio (por ejemplo en términos de seguridad, protección de vidas humanas, protección del medioambiente) versus costos (por ejemplo de inversión inicial en construcción o costo de los programasde inspección o de las políticas de mantenimiento). Las soluciones óptimas que resultan de losmétodos LCCB deben ser revisadas para verificar que los niveles de riesgo que representan sonaceptables para el operador o una sociedad. Un criterio que actualmente se viene empleando paraestablecer niveles de riesgo aceptables desde el punto de vista de la protección a la vida humana esel basado en el Índice de Calidad de Vida (LQI, por sus siglas en inglés). Este índice se define entérminos de la proporción del producto interno bruto que un país o sociedad invierte en seguridad, laesperanza de vida al nacer, y de los recursos disponibles en una sociedad para el consumo. Elprincipio basado en el LQI postula que cualquier inversión en reducción del riesgo para protección de

la vida humana debe conducir a un incremento en dicho índice. La aplicación de este principiopermite establecer un criterio para la inversión anual en protección de vidas humanas en función dela tasa de falla de los sistemas, de donde se deduce un límite aceptable máximo para la probabilidadde falla de los sistemas.

La administración del riesgo para el diseño y operación de instalaciones en aguas profundas se haregulado a través de diferentes documentos de índole normativo. En el caso del diseño la filosofíaconsiste en establecer categorías para los componentes de un sistema en función de los riesgosasociados con su falla. Cada categoría corresponde a un nivel de riesgo y se especifican los índicesde confiabilidad requeridos para el diseño de los componentes de los sistemas. Mediante método de

análisis de confiabilidad se establecen los factores de seguridad que se deben aplicar en el diseño afin de cumplir con los niveles de riesgo aceptables. Esta filosofía se encuentra en documentos confines normativos y recomendaciones prácticas para aplicación industrial, como es el caso delOffshore Standard DNV-OS-E301 “Position Mooring” para el diseño de las líneas de amarre de lossistemas flotantes, el ISO 19904-1 “Monohulls, Semi-submersibles and SPARS” para el diseño decascos, o el DNV-RP-E303 “Geothecnical Design and Installation of Suction Anchors in Clay” parapilotes de succión.





En México estas filosofías de diseño basadas en la administración del riesgo se encuentran en lasnormas de referencia de Petróleos Mexicanos para el diseño de plataformas fijas y ductos marinos.

Los primeros estudios para la generación de dichas normas se efectuaron entre los años 1996 y1998 para las instalaciones de la Sonda de Campeche a raíz del paso del Huracán Roxana enoctubre de 1995. Los resultados de los estudios permitieron generar la norma de referencia NRF-003-PEMEX-2000 para el diseño y evaluación de plataformas fijas y la norma NRF-013-PEMEX-2000 para el caso de ductos marinos. Las normas establecen categorías para clasificar lasplataformas y ductos en función de indicadores del nivel de riesgo, tales como el volumen deproducción manejado, o el tipo de fluido y la cercanía a una instalación en el caso de los ductos.Posteriormente se efectuaron los estudios de riesgo para establecer las especificaciones de diseño yevaluación para la Región Norte, el campo Lankahuasa y el Activo Litoral de Tabasco. Las normasde referencia han sido actualizadas en sus ediciones NRF-013-PEMEX-2005 y NRF-003-PEMEX-2007 con un alcance ampliado.

En años recientes se han llevado a cabo en el Instituto Mexicano del Petróleo los desarrollosnecesarios para contar con las metodologías para generar normas de diseño de sistemas flotantesde producción almacenamiento y descarga (FPSO) para aguas profundas. Se cuentan con losmodelos de RPB para el análisis de riesgo estructural de las líneas de amarre, el casco y los risersflexibles de los sistemas FPSO. Se cuenta también con las metodologías de análisis de confiabilidadpara generar los factores de seguridad de los principales estados límite en el diseño de dichoscomponentes, en función de los índices de confiabilidad requeridos y calibrados a las condicionesambientales características del Golfo de México. Actualmente se encuentran en ejecución en elInstituto Mexicano del Petróleo proyectos de desarrollo tecnológico para generar los modelos y

metodologías que permitan evaluar riesgos y calibrar factores de seguridad, con base en análisis deconfiabilidad, para plataformas flotantes tipo Semi-sumergibles y para pilotes de succión, que es eltipo de cimentación utilizado con mayor frecuencia en aguas profundas.

Para atender los requerimientos del desarrollo de infraestructura para aguas profundas en elmediano plazo, será necesario dirigir la investigación y desarrollo tecnológico a los métodos deinspección basada en riesgo para sistemas FPSO y plataformas Semi-sumergibles, así como parasistemas submarinos de producción. Se deberá incursionar en el desarrollo de modelos de análisisde riesgo cuantitativo para otros tipos de plataformas flotantes, como es el caso de las de piernasatirantadas (TLP) y las SPAR. Dado que algunos sistemas utilizan anclas deberán tambiéngenerarse las metodologías y procedimientos para establecer los requerimientos y especificacionespara este tipo de componentes con base en criterios de riesgo y confiabilidad. A largo plazo, sepueden complementar los métodos para inspección basada en riesgo y generar estrategias demantenimiento con el fin de que se incorporen en los sistemas de administración de la integridadpara la operación de sistemas flotantes. Dados los retos que se enfrentarán al incursionar en aguasultra-profundas, para las que se desarrollan nuevas configuraciones y se estudia el uso de nuevosmateriales, como es el caso de los risers híbridos, compuestos y de titanio, será necesario generar métodos apropiados para el análisis confiabilidad de estos sistemas.





11. Inspección y MantenimientoAntecedentes

A fin de que la infraestructura petrolera en aguas someras opere en condiciones de seguridad serealizan periódicamente actividades de inspección y mantenimiento. La infraestructura que se instalepara la explotación de campos en aguas profundas con mayor razón debe de mantenerse encondiciones óptimas para una operación segura. En este sentido, actualmente se emplea elconcepto de administración de la integridad que tiene como propósito implementar un plan queincluya las diferentes actividades necesarias para mantener a las instalaciones en buen estado.

Objetivo del área

El área de inspección y mantenimiento tiene como objetivo realizar proyectos de investigación ydesarrollo tecnológico en temas relacionados con la administración de la integridad de los sistemasde explotación de campos en aguas profundas para ofrecer el apoyo científico y tecnológico quePetróleos Mexicanos pueda requerir durante la explotación de estos campos.

Administración de la Integridad

La administración de la integridad considera las actividades necesarias para mantener la integridadde cada uno de los sistemas de explotación durante la vida de servicio (20+ años). Para ello, es

necesario desarrollar filosofías y planes que incluyan entre otros aspectos, los peligros que atentancontra la integridad, modos de falla, niveles de riesgo, medidas mitigantes, la estrategia deadministración de la integridad, evaluación de la integridad y reparación de daños o fallas.

La estrategia de la administración de la integridad considera actividades tales como: monitoreo,inspección, pruebas y análisis, mantenimiento y reparación.

Monitoreo.- Entre las variables que se monitoreanestán las siguientes: presión, temperatura,deformaciones, aceleraciones, giros, desplazamientos,

posición global y cargas. Los sistemas de monitoreose componen de sensores, medio de transporte de lainformación y equipos electrónicos de adquisición,procesamiento, presentación y almacenamiento dedatos. Haciendo uso de tecnologías tales como: fibraóptica, medidores de deformación, celdas de carga, acelerómetros, sistema de posicionamientoglobal (GPS), sistemas de video y sistema de medición de protección catódica.





Inspección.- En términos generales, las inspecciones

pueden ser de dos tipos: inspecciones visuales einspecciones con pruebas no destructivas.Las inspecciones visuales en aguas profundas se realizancon vehículos operados remotamente (ROVs), los cualesportan un sistema de iluminación y cámaras de video. Por medio de fibra óptica se envían los datos de video aloperador del ROV para interpretación y almacenamiento.

La inspección de defectos internos en los materiales

se realiza empleando técnicas no destructivas talescomo: ultrasónicas, electromagnéticas y radiográficas;aplicadas por medio de personal especializado, buzos,ROVs, vehículos submarinos autónomos y diablosinteligentes.

En el caso de ductos en aguas profundas, lainspección interna presenta varios retos, entre loscuales están: a) El tipo de material del ducto. b) La alta presión y alta temperatura. c) Espesoresmayores.

Estas tecnologías son continuamente modificadas o mejoradas para satisfacer las demandastecnológicas de la industria.

Pruebas y análisis.- Se realizan pruebas paradeterminar el estado de un sistema, por ejemplo,una prueba hidrostática a un ducto. Asimismo, serealizan análisis numéricos con herramientascomputacionales haciendo uso de datos delmonitoreo para determinar el estado de los sistemas y detectar oportunamente problemas deintegridad.

Mantenimiento.- Las actividades de mantenimiento pueden ser: sustitución de recubrimientosanticorrosivos, sustitución de ánodos de sacrificio desgastados, limpieza interior de ductos ytanques, remoción de crecimiento marino, etc. A grandes profundidades algunas de estas actividades se realizan con herramientasespecializadas y con el apoyo de ROVs.





Reparación.- Las reparaciones a grandes profundidades sonrealizadas por ROVs empleando sistemas de reparación,

herramientas especializadas y embarcaciones de apoyo. Sedeben definir los procedimientos de reparación, sistemas dereparación compatibles con las características del ducto dañado,ROVs necesarios, herramientas especializadas y embarcacionesde apoyo.

Obtención de las tecnologías

El proceso de adquisición del conocimiento de las tecnologías

mencionadas ha iniciado con la participación en proyectos deasimilación con poseedores de la tecnología y continuará con eldesarrollo de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico. Losproyectos se realizan haciendo uso de la infraestructura propia, asícomo la infraestructura de las instituciones participantes. Para loantes mencionado, se ha identificado una red nacional einternacional formada por centros de investigación, universidades,

compañías de servicio y fabricantes; con quienes se pueden establecer convenios de colaboración.

Recursos Humanos

La plantilla de personal actual la integran dos doctores y un ingeniero quienes cuentan con ampliaexperiencia en el área de inspección y mantenimiento de los sistemas de explotación en aguassomeras y han participado en proyectos y actividades de asimilación de tecnologías empleadas enlos sistemas de explotación en aguas profundas. Dicha plantilla debe ampliarse de acuerdo con elcrecimiento de la infraestructura petrolera en aguas profundas y con las demandas de soportecientífico y tecnológico de la industria. Por lo tanto, se pretende la contratación de personal condoctorados afines a esta área, así como la formación de profesionales en programas de posgradode instituciones nacionales y extranjeras de reconocido prestigio. Para facilitar este proceso, tambiénse ha identificado la necesidad de establecer convenios de colaboración con estas instituciones.





12. Conclusiones.

La visión conjunta IMP-PEMEX de iniciar el proceso de asimilación de tecnología desistemas para aguas profundas en el año 1984, ha sido la piedra angular en la obtención delas capacidades actuales.

La formación de recursos humanos es la base para lograr los objetivos del IMP y PEMEX enaguas profundas. El Programa de Recursos Humanos, deberá mantenersepermanentemente para responder en forma oportuna a los retos presentes y futuros.

Debido a la alta complejidad de la explotación de los campos en aguas profundas, la únicaforma de superar los retos tecnológicos es a través de la colaboración con otrasinstituciones, centros de investigación, compañías fabricantes y prestadoras de servicios,tanto nacionales como extranjeras.

Para apoyar la estrategia se requiere contar con infraestructura complementaria delaboratorios especializados para el desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo detecnología, así como para la evaluación y selección de equipos y sistemas.

La estrategia establecida y operada en el IMP está alineada a las necesidades de PEMEX.

Por lo que respecta a la incorporación de las compañías mexicanas proveedoras de bienesde capital y servicios, se deberán aprovechar experiencias de procesos similares en la

explotación de hidrocarburos, a través de alianzas y asociaciones de empresas nacionalescon empresas extranjeras.

18.aguas profundas

Documents