aguas profundas 01

"Desarrollo de las Aguas Profundas en México"

M en C. Luis Alejandro Pérez Suárez

Semana de las Geociencias en el IPN 2011

25 Noviembre 2011

Definición de Aguas Profundas Historia de las Aguas Profundas en México

Desarrollo de las Aguas Profundas en México Retos tecnológicos

Conclusiones

Contenido

Definición de Aguas Profundas

3. http://www.pemex.com/index.cfm?action=news&sectionid=8&catid=11300&contentid=17758#13

El término "Aguas Profundas" se refiere a la Exploración y Explotación en yacimientos de hidrocarburos en regiones ubicadas en tirantes de agua mayores a 500 metros" (distancia entre la superficie y el lecho marino)3. Los equipos de buceo están diseñados para soportar tirantes de agua no mayores a 500 m, por lo que todas operaciones que se realizan en el fondo del mar después de 500 m se efectúan con ROV’s. (Vehículos de Operación Remota). De tirantes de agua superiores a los 1,500 m, se considera aguas ultra-profundas.

Ref. 3

Moderador

Notas de la presentación

Dar la definición de aguas profundas. El límite es a 500 m, debido a que la manipulación después de 500 m se hace extremadamente difícil el uso de buzos, por lo tanto hay que utilizar ROV’s. Hay tecnología en desarrollo de equipo de buceo a 1000 m. El utilizar un buzo en aguas profundas es operativamente inviable por lo altos costos y altos riesgos para el buzo.

http://www.pemex.com/index.cfm?action=news&sectionid=8&catid=11300&contentid=17758�

Las Aguas Profundas en México (Golfo de México)

3. http://www.pemex.com/index.cfm?action=news&sectionid=8&catid=11300&contentid=17758#13 4. Tesis de maestría, Enhanced Heavy Oil in GoM. M en C. Luis Alejandro Pérez Suárez (Octubre 2009). University of Aberdeen. 5. http://www.rigcnh.gob.mx/

"En una importante región de las aguas territoriales mexicanas en el Golfo de México, conformada por una extensión de alrededor de 575 mil Kilómetros cuadrados en las que se estima existen numerosos campos y enormes recursos potenciales de hidrocarburos".3

Ref. 5

Ref. 4

De acuerdo a los estudios batimétricos, el mayor tirante de Agua Profundo en México esta alrededor de 4,500 m de profundidad.

Moderador


Los tirantes de Agua en México están alrededor de 4,000 m de profundidad y los estudios batimétricos lo establecen. Explicar cual es el escarpe y cual es la zona más profunda.



http://www.rigcnh.gob.mx/�

http://www.rigcnh.gob.mx/�

En las Aguas Profundas del Golfo de México se han definido 3 grandes proyectos: (Perdido, Golfo de México Sur y Golfo de México B) en donde el potencial de producción de hidrocarburos de aguas profundas se encuentra en 9 áreas principales.

Las Aguas Profundas en México (Golfo de México)

Definición de Aguas Profundas Historia de las Aguas Profundas en México Desarrollo de las Aguas Profundas en México

Retos tecnológicos Conclusiones

Contenido

6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf 12. SUBSEA STRUCTURAL ENGINEERING HANDBOOK 2010, Y. Bai and Q. Bai. Elsevier Inc.

Historia de las Aguas Profundas en México

De acuerdo a la SENER (Secretaria de Energía)6 en su 5to. informe del 2010 publicó que el mayor tipo de energía consumido a nivel mundial fue principalmente de Petróleo, seguido de Gas Natural, Carbón, Nuclear e Hidroelectricidad.

Ref. 6 Ref. 12

Consumo mundial de aceite, gas natural, carbón, nuclear y Biomasa

Consumo mundial de energía primaria 1999-2009 (millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Moderador


Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD) Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf�


6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf


Este informe también publicó las reservas probadas, probables y posibles al 01 de Enero de 2010 de México.

Ref. 6

Moderador


Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD) Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).



Las estimaciones reportadas por la SENER posicionan a México con reservas 3P por alrededor de los 43,000 MMBPCE, sin embargo hay recursos prospectivos de hasta 50,000 MMPCE de los cuales corresponden 29,000 MMPCE a aguas profundas (58%)6.

Reservas remanentes en México al primero de enero de 2010 (MMBPCE)

Distribución de los recursos prospectivo de México (MMBPCE)


Ref. 6 Ref. 6




Las reservas 3P para ser incorporadas requieren de una estrategia tecnológica a largo plazo que permita hacer uso de los recursos del país7.

Reservas 3P a incorporar en el escenario de planeación, 2010-2025 (MMBPCE)

6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf 7. http://www.pemex.com/files/content/pet_110810.pdf

Ref. 6 Ref. 7

Reservas 3P a incorporar (MMMBPCE)




http://www.pemex.com/files/content/pet_110810.pdf�

http://www.pemex.com/files/content/pet_110810.pdf�

Producción de crudo por categoría de proyectos, 2010-2025 (MBPD)

Producción de crudo por proyecto de aguas profundas, 2017-2025 (MBPD)

Las expectativas de producción de hidrocarburos provenientes de aguas profundas son esperadas en el año 20176. La producción máxima esperada es de 800,000 BPD @ año 2025.


Ref. 6 Ref. 6




¿Qué es lo que se ha hecho para que esas expectativas se vuelvan realidad? • Se han perforado 14 pozos en aguas profundas • Se han perforado 2 pozos en aguas ultraprofundas • Se están perforando 4 pozos en aguas profundas (Nen-1 (1493 m) GAS, Talipau-1 (945 m) GAS, Puskon -1

(624 m) ACEITE, Hux-1 (1,186 m) ACEITE PESADO. BorgnyDolphin

(449

m)

(384

m)

(421

m)

WorkerYorktown

(458

m)

(479

m)

Voyager

Worker

Worker

Worker

Voyager

(513

m)

(660

m)

(670

m)

(806

m)

(810

m)

(936

m)

(988

m)

(681

m)

MaxSmith

(123

0 m)

Voyager

MaxSmith

(112

1 m)

(851

m)

VoyagerMax

Smith

(102

8 m)

Voyager

(740

m)

MaxSmith

(169

8 m)

Cox

2007Kanche

2005

Chuktah 2012003

Bok-12005

Tamil

2008Nab

2004

Etbakel

2008 Lalail

2007

Chelem

2007Leek

2009 Noxal

2005Lakach

2006Holok

2009Tamha

2008

Labay

2009

Worker

Kabilil

2009

MaxSmith

(119

4 m)

Lakach2DL2010

PetrorigIII

(192

8 m

)

Catamat

2009

Piklis

2010

Voyager

Worker

Chuktah1

1999

Mata Redonda

(372

m)

Tibil

2005

Yorktown

(364

m)

Bolol

2007

Yorktown

(315

m)

Lem

2005

BorgnyDolphin

Kastelan

2005

Max Smith

Baxale

2010

(451

m)


Moderador


Explicar que 14 pozos han sido de aguas profundas, 2 de ultra-profundas y 4 en perforación (Puskon-1, Nen-1, Hux-1, Talipau-1). De los cuales 10 pozos han sido exitosos, encontrando reservas de gas húmedo y aceite pesado.

Lipax Holok Temoa

Han

Nox-Hux

Lakach-1Lalail-1Noxal-1

Tamha-1

Chelem-1

Etbakel-1

Tamil-1

Leek-1

Holok-1Lakach-2DL

Labay-1Piklis-1 Baxalé-1

Chuktah-201

Nab-1

Kabilil-1

Reservas 3P descubiertas

+/- 664 MMBPCE (Sin incorporar a Labay y Piklis)

Estos pozos exploratorios han encontrado gas húmedo (GAS Y CONDENSADOS), así como aceite pesado (10° API).


Moderador


Falta sumar las reservas de Baxale-1 y Labay-1. Hacer la conclusión de que se ha trabajado en hacer realidad las expectativas de incorporación de reservar 3P.


42 55.5

2.5

% Hc’s Descubierto en Aguas profundas

42 58

% Hc’s en México & Aguas Profundas

% Potencial México % Potencial Aguas Profundas

% 3P descubiertas

+ 2 pozos productores de gas (Labay y Piklis) que no se ha concluido su proceso de certificación de reservas + los 4 pozos que se están perforando.

Moderador


Falta sumar las reservas de Baxale-1 y Labay-1. Hacer la conclusión de que se ha trabajado en hacer realidad las expectativas de incorporación de reservar 3P.



Conclusiones

Contenido

Desarrollo de las Aguas Profundas en México

El desarrollo de las aguas profundas requiere de metodologías de desarrollo de proyectos, así como de tecnología de punta, fuertes inversiones económicas y desarrollo de capital humano altamente entrenado.

8. CD’s de FMC technologies

Moderador


Ya se encontró el hidrocarburo, ahora hay que sacarlo para utilizarlo y venderlo.

2. http://www.shell.com.mx/home/content/mex/innovation/meeting_demand/getting_more/deep_water/

Las aguas profundas constituyen un ambiente extremadamente difícil2, derivado de los altos costos de los equipos de perforación, terminación e intervención a pozos, la complejidad de la extracción en desarrollos submarinos, el aseguramiento de flujo, los riesgos, y las condiciones climatológicas adversas.


http://www.shell.com.mx/home/content/mex/innovation/meeting_demand/getting_more/deep_water/�




La metodología FEL (Front-End Loading) es utilizada para desarrollar los proyectos de Aguas Profundas. Esta metodología permite seleccionar la mejor estrategia de desarrollo con base indicadores económicos, múltiples escenarios y optimización de alternativas identificando el riesgo en etapas tempranas. Además de normar la documentación para el dictamen del proyecto.

Evaluación del Potencial

Petrolero

Incorporación de reservas

Delimitación de

YacimientosPre-FEL FEL

Diseño, Construcción e Instalación

Producción (Mantto.) Abandono

Recurso prospectivo Reserva

Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo

Diseño y Construcción Operación

(+) (-)

Riesgo Geológico e Incertidumbre

Riesgos Operacionales

Exploración Producción

Inversión

• En 2007 se descubrió el campo Lakach, en un tirante de agua de 988 metros y profundidad perforada de 3,813 metros.

• 98 km del Puerto de Veracruz y a 55 km de la instalación más cercana en Lerdo de Tejada.

• T.A. 800 a 1200 m

• Pozo productor de gas natural en

areniscas del Mioceno Inferior.

Intervalo (metros)

Producción (MMpcd)

Diámetro Estrang.

(pg)

PTP (Psia)

3,047 – 3,068 3,080 – 3,095 29.6 5/8’’ 2893

3,173 – 3,193 25 5/8’’ 2475

Variable Yac. Superior Yac. Inf.

Área, km2 27 19

Porosidad, % 20 19

Permeabilidad, mD 25 15

Saturación de agua inicial, % 38 45

Espesor bruto, m 93 38

Espesor neto, m 44 23

Presión inicial, Psia 5248 5390

Temperatura, oC 60 62

3P

2P

1P

2P

Lakach 2DL

Gastos medidos durante el aforo del pozo Vol. Orig. Reserva 2P

1,733

Reserva 3P Reserva 1P

309 673 bcf 1302 bcf

Reserva Original 1P, 2P y 3P (MMMPC)

Primer campo a desarrollar en Aguas Profundas (Lakach)



Petrolero


Delimitación de








Petrolero


Delimitación de






• En el año 2010 se delimitó el campo Lakach, en un tirante de agua de 1194.17 metros y profundidad perforada de 3250 metros.

• Pozo productor de gas natural en areniscas del Mioceno Inferior.

• Se logró la reclasificaron de las reservas 2P las cuales ascendieron de 673 a 866 MMMpc.

Intervalo (metros)

Producción (MMpcd)

Diámetro Estrang.

(pg)

PTP (Psia)

3,073 – 3100 Qg = 28.7

Qo = 302 bpd (44°API)

11/16’’ 2537

Variable Propiedades Yac.

Área, km2 21

Porosidad, % 20-23

Permeabilidad, mD 15-50

Saturación de agua % 30-40

Espesor bruto, m 100

Espesor neto, m 60-70

Presión Yacimiento, Kg/cm2 361

Gastos medidos durante el aforo del pozo

• Delimitación del campo Lakach

Vol. Orig. Reserva 2P

1,128

Fr= 76.8%

Reserva 3P Reserva 1P

451.99

Fr= 60%

866.08 866.08

Reserva Original 1P, 2P y 3P (MMMPC)

Fr= 76.8%

Selección del concepto de desarrollo

Equipo Multidisciplinario

Mejores PrácticasRiesgos e incertidumbre

• Volumen• Productividad• Propiedades roca y fluidos

Identificación de escenarios• Pozos, Instalaciones• Estrategias de desarrollo• Cronogramas,• Capacidades• Costos

Modelos Integrados• Pronósticos• Propagar incertidumbre

Escenario 1

Escenario 2

Escenario N

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 2

Escenario X

FASE I

FASE II FASE III

FASE IV

Escenario 1

Escenario 2

Escenario N

Escenario 1Escenario 1



Escenario X

Escenario X

FASE I

FASE II FASE III

FASE IV

Resultados• Pronósticos probabilistas• Evaluación de riesgo

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Tiempo (años)

MM

PCD

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

900,000

MM

PC

Selección de escenarios

Seguimiento y evaluación


Petrolero


Delimitación de






Moderador


Se selecciona el concepto de desarrollo más confiable, menos riesgoso, mayor valor presente neto, técnicamente viable. No necesariamente el más costoso es el peor.

Opción de Desarrollo con 8 Pozos considerando una Plataforma Semisumergible

8" x 2.4 Km UTA

N

MANIFOLD B

MANIFOLD A

12" x 3.7 Km

12" x 2.3 Km

2DL

L-41

UTA

UTA

UTA

UTA

UMBILICAL P

RINCIP

AL

SDU

SDU

UTA

PLATAFORMA SEMISUMERGIBLE

Riser Inyector de Agua 6"

Gasoducto de 20" x 48 Km

SEMISUMERGIBLE

Gasoducto de 20" x 52 km

Opción de Desarrollo con 8 Pozos considerando una Plataforma TLP

UMBILICAL PRINCIPAL

N

UTA

UTA

UTA

UTA

8" x 3.7 Km

UMBILICAL

8" x 3.0 Km

L-41

2DL

8" x 2.3 Km

PLATAFORMA TLP


TLP

Gasoducto de 20" x

52 km

Opción de Desarrollo con 8 Pozos considerando una Plataforma SPAR

UMBILICAL P

RINCIPAL

N

UTA

UTA

UTA

UTA

8" x 3.7 Km

UMBILICAL

8" x 3.0 Km

L-41

2DL

8" x 2.3 Km

PLATAFORMA SPAR


PLEM

SPAR

Opción de Desarrollo con 8 Pozos considerando una Plataforma Fija

8" x 2.4 Km UTA

N

MANIFOLD B

MANIFOLD A

14" x 3.7 Km

14" x 2.3 Km

2DL

L-41

UTA

UTA

UTA

UTA

UMBILICAL PRINCIPAL

SDU

SDU

UTA

PLATAFORMA FIJA(t = 180 m)

Gasoducto de 14" x

20 Km

Gasoducto de 20" x 40 Km

PLATAFORMA FIJA INTERMEDIA

UMBILICAL PRINCIPAL

ESTACIÓN NO.5 LERDO DE TEJADA

MANIFOLD B

MANIFOLD ASDU

SDU

UTA

UTA

GASODUCTOS 18" X 49 Km

8" X 2.4 Km

UTA

18" X 3.7 Km

18" X 2.3 Km

TIE BACK A TIERRA



Petrolero


Delimitación de







Registros geofísicos Ventana Operativa Pozos Tipo

SísmicaLakach-1

Loc. Lakach-DL2

1km

NW NESE SW

Lakach DL-12735 m

T.A. 836 mLakach - 2DL

5675 mT.A. 1200 m

P.T. 3813 m

P.P.=3350m

PP II

PP III3000m

3090m

3150m3200m

P.P.=3300 m

T.A. 998 mLakach - 41

Eventos Lakach-1

Rayos Gamma Tiempo de Tránsito

Densidad total de la roca Resistividad

Pozos desviados por riesgos somerosELEV: 25m

Kickoff Inclinacionx y x y MD TVD MD Max (Deg)

LAKACH_2 262,727.00 2,105,190.00 262,327.45 2,105,190.00 3291 3232 1800 17.68 1010LAKACH_21 262,737.00 2,103,981.00 262,434.47 2,103,978.78 3298 3258 2020 15.61 944LAKACH_41 262,614.00 2,102,444.00 262,573.48 2,102,657.24 3285 3266 1919 10.32 856

Pozos VerticalesELEV: 25m

Kickoff Inclinacionx y x y MD TVD MD Max (Deg)

LAKACH_114 260,881.90 2,111,245.80 260,881.90 2,111,245.80 3245 3245 - - 1230LAKACH_2DL* 261008.04* 2110152.98* 261008.04* 2110152.98* 3325 3325 - - 1194.17*LAKACH_52 261,560.00 2,108,470.00 261,560.00 2,108,470.00 3250 3250 - - 1146LAKACH_32 261,901.00 2,107,429.00 261,901.00 2,107,429.00 3168 3168 - - 1100LAKACH_94 261,104.50 2,109,251.90 261,104.50 2,109,251.90 3259 3259 - - 1172LAKACH_134 260,754.40 2,112,388.70 260,754.40 2,112,388.70 3290 3290 - - 1268LAKACH_11 262,250.00 2,106,363.00 262,250.00 2,106,363.00 3229 3229 - - 1054

Trayectorias

Trayectorias

Coordenadas Superficie Objetivo Final Profundidad FinalPozo

Pozo Coordenadas Superficie Objetivo Final Profundidad Final

Tirante de Agua

Tirante de Agua

945 mV

1400 mV

TR 30”

TR 20”

TR 16” 1900 mV

TR 13 3/8” 2550 mV

3300 mV

BL 9 5/8” 2450 mV

Liner 9 5/8”

Yac 2

Yac 1

3210-3216 mv

3236- 3246 mv3200 mV

Lecho marino

945 mV

1400 mV

TR 30”

TR 20”

TR 13 3/8” 1900 mV

TR 9 5/8” 2550 mV

AD 6 ½” x 8 ½”

PT +- 3580 mdCedazo 7”

Yac 2

945

1400 mV

TR 30”

TR 20”

TR 13 3/8” 1900 mV

TR 9 5/8”

2550 mV

7 5/8”

3080 mV

3095 mV

Riesgo Somero

YACIMIENTO 2

YACIMIENTO 1

TR 13-3/8”

LNR 9-5/8”

CEDAZO EXPANSIBLE

CementoDisparosCedazo Expansible

Empacador expansible

Empacador

TR 13-3/8”

LNR 9-5/8”

CEDAZO EXPANSIBLE CON FRACK PACK

FRACK PACK

YACIMIENTO 2

TR 9-5/8”

CEDAZO EXPANSIBLE EN AGUJERO ABIERTO

TERMINACIÓN INTELIGENTE

CEDAZO EXPANSIBLE CON

FRACK PACK

CEDAZO EXPANSIBLE EN

AGUJERO ABIERTOCEDAZO

EXPANSIBLE

TERMINACIÓN SUPERIOR TERMINACIÓN INFERIOR

PLAN DIRECCIONAL

TR 7 5/8”

TR 9 5/8”

BL 7 5/8”

Agujero Ampliado

8 ½” Diseño pozos


Petrolero


Delimitación de






Ruta-2

Campo Lakach

Ruta-2

Campo Lakach

Concepto de desarrollo seleccionado del Proyecto Lakach

Tipo de objetoUnidad

de medida

Total

DuctosJumper – bajante 18" Número 1Jumper – bajante 6" Número 8Umbilical Número 1FP - Terminación de línea submarina PLETS-SLEDS Número 12Gasoductos Pulgadas 18

Kms 60Número 2

Instalaciones de ProducciónUTA - terminación de umbilical Número 3Unidad submarina de distribución Número 2Sistema de control submarino superficial Número 1Estación de acondicionamiento de gas Lakach (Capacidad) MMPCD 400AP - Árbol horizontal Número 8


Petrolero


Delimitación de







Moderador


Conceptualización, se efectúan todas las especificaciones funcionales de los componentes de fondo de pozo y subsea.



Conclusiones

Contenido

La geomecánica es la actual herramienta de diseño de pozos.

Geomecánica en 3D y tiempo real

Retos Tecnológicos

Geomecánica en 3D

Vertical

Devi 34o

Azi 289oDevi 34o

Azi 25o

Ventana operativa

• Sensibilización de ventanas operativas a diferentes ángulos del pozo y a diferentes azimuts.

• Base para los estudios de arenamiento, compactación y subsidencia.

• Soporte para la terminación.

• El reto es predecir las ventanas operacionales que se asemejen a la realidad.


Petrolero


Delimitación de






Retos Tecnológicos

Efectividad Operativa Perf’n.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

Prof

undi

dad

[m]

Tiempo [días]

Tabscoob-1 Noxal-1 Lakach-1Lalail-1 Cox-1 Chelem-1Tamil-1 Tamha-1 Etbakel-1Catamat-1 Leek-1 Holok-1Kabilil-1 Labay-1 Lakach-2 DLBaxale 1 Piklis 1

• Disminuyó los tiempos de perforación. (De 150 días (2003) a 60 días (2010).

• Disminuir los NPT’s. (nivel mundial 30% y en México es 20%). • Estos valores son prometedores, sin embargo se requieren

más innovaciones operativas que logren bajar los tiempos de perforación y NPT’s.


Petrolero


Delimitación de






• Jeteo TR superficial • Drill Ahead

• Pump & Dump • No drilling surprises

• Geomecánica en tiempo real • Fluidos reologías planas • Cementaciones ligeras

Retos Tecnológicos

Terminación (definitiva) de pozos de desarrollo Inteligentes

LowerCompletion

UpperCompletion

SubseaCompletion

Rig Completion & TestingPlataforma DP o anclas para perforación y Terminación de pozos (Grúa concapacidad mayor a 40 Ton, Moon Pool para correr el Árbol Submarino,Capacidad de alojamiento, Espacio en cubierta (Testing), IWOCS, LandingString, etc.

Sistema submarino de cabezal y Árbol Submarino, SCM (Subsea ControlModule), HFL, EFL, Estrangulador, Detector de arena, Medidor de gas, ROV,Pruebas Submarinas del SST, instalación de Bola Colgadora, LandingString, Instalación de arneses para operar equipo Periférico, Requerimientosoperativos.

Diseño de Aparejo de Producción, Válvula de Tormenta, Niples de Inyecciónde químicos, empacador permanente, etc. Se pretende terminar el pozo conaparejo de producción de 5 ½” hasta la bola colgadora, donde se conecta conel árbol submarino.

Control de arena, cedazos, fracturamiento, etc. Para el Pozo LAKACH 2DL,se tiene programado la tubería de revestimiento de 9 5/8” con objeto de quese instalen cedazos, arenamiento para fluir dos intervalos productores

1

2

3


Petrolero


Delimitación de






Terminación sencilla

Terminación doble

Retos: • Primera terminación de desarrollo en aguas profundas • Efectivo sistema de control de arena. (Fracpack, etc.) • Asegurar la funcionalidad de los componentes desde la planta

(válvula de tormenta, mandriles de inyección de Químicos. (incrustaciones, hidratos)

• Válvulas ICV (Producción selectiva de yacimientos)

Junta de bola

Movimiento lateral (surge or Sway)Movimiento vertical (Heave)

Grado de inclinación (Pitch or Roll)

Desplazamiento

Conjunto de Preventores (BOP’s)

Riser Marino de Perforación

Junta Flexible

Onda de las olas

Corrientesubmarina

Momento de flexión Junta Flexible (JF)

Momento de flexión Cabezal

Vibraciones inducidas de vórtice.

Tensión

Momento de flexión

Profundidad

Conductor

JFBOP

Cabezal

Conductor

Hidratos en lecho marino

Reacción suelo marino.

Retos Tecnológicos

Diseño de los sistemas Submarinos con base en las condiciones ambientales y condiciones de operación. • Diseño confiables de componentes críticos (Riser de perforación y producción, Cabezal, Conector H4). • Determinar las condiciones (tiempo y forma) de desconexión de emergencia. • Durante la producción que soporte las condiciones de fatiga por movimiento del cabezal (B. Moment)


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Retos Tecnológicos

Diseño de sistemas Submarinos de acuerdo a las necesidades de los proyectos.

• Estrategias de selección de desarrollos submarinos. • Tipos de componentes (árboles submarinos, Manifolds, PLETS, UTA, Umbilicales, Ductos flexibles,

FPSO, SPAR’s, TLP´s).


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Retos Tecnológicos

Sistemas de control de desarrollos submarinos


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• Sistemas electro-hidráulicos, fibra óptica confiables y operables en condiciones remotas. • Control de la producción y respuesta rápida a control del flujo. • Proveer al fondo de pozo funciones hidráulicas y eléctricas (monitoreo de P y T, inyección de químicos de inhibidores de incrustaciones e hidratos, control de válvula de tormenta y de selección de intervalo.

8. CD’s de FMC technologies 9. http://www.akersolutions.com/Documents/Subsea/Brochures/Umbilical%20broshure_low%20res.pdf

http://www.akersolutions.com/Documents/Subsea/Brochures/Umbilical broshure_low res.pdf�

Retos Tecnológicos

Instalación efectiva de sistemas submarinos

Ductos

• Equipos pesados (80 a 150 ton) • Logística de equipos compleja • Corrientes marinas • Interacción del suelo marino • Ruta del ducto • Infraestructura existente • SIMOP’s (Operaciones simultaneas)

Árbol submarino, Manifolds,

Plataformas


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Retos Tecnológicos

Condiciones Metoceánicos Adversas en Aguas Profundas

• Asegurar la producción de hidrocarburos con base en diseños robustos que soporten las condiciones ambientales, durante su etapa de construcción y posteriormente en etapa de explotación.

• Se logra asegurar con monitoreo continuo e histórico, generación de modelos matemáticos, PRE huracanes, entre otros.


Petrolero


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Retos Tecnológicos (Continuación)

Aseguramiento de Flujo en Aguas Profundas

Reto: • Predicción de formación de hidratos. • Selección de Inhibidores (LDHI), etc. • Control de formación hidratos. • Remediación de formación de hidratos

Ceras

Asfáltenos

Hidratos

Formación de Hidratos

Agua

Presión

Temperatura

Sitio de Formación

Gas - CH4, CO2, C2H6, H2S, etc.


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10. http://www.windows2universe.org/earth/Water/temp.html&lang=sp 4. Tesis de maestría, Enhanced Heavy Oil Recovery in GoM. M en C. Luis Alejandro Pérez Suárez (Octubre 2009). University of Aberdeen.

Ref. 10

Ref. 4 Ref. 4

Moderador


Instrumento CDT (Conductividad, Densidad, Temperatura) para tomar mediciones oceánicas. El aseguramiento de flujo desde las etapas de diseño debe de ser considerado para que la operación de los sistemas sea más efectiva. * Son estudios que nacen desde el diseño y toman efecto en la etapa de operación e intervenciones.

http://www.windows2universe.org/earth/Water/temp.html&lang=sp�

http://www.windows2universe.org/earth/Water/temp.html&lang=sp�

Referencia: SPE 106389


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Retos Tecnológicos

Intervenciones

• Diseñar pozos e infraestructura para no intervenciones. • Estimar la frecuencia de intervenciones (Análisis FMECA, RAM). • Estimar el tipo de intervenciones (Ligera, Mediana y Pesada). • Estimar el tiempo y costo. • Estimar el plan de refacciones. • Determinar la logística de las operaciones.

Tipo de Intervenciones ligeras

Línea de acero.Punto de referencia del trabajo (9 días/pozo). 150 mil a 200 mil USD por día. Operaciones de registros. Registro de producción. Perforaciones ligeras. Zonas de aislamiento. Colocar o remover tapones.

Tipo de Intervenciones medianas

Tubería flexible, línea de acero. 150 mil a 300 mil USD por día. Operaciones ligeras (más): Intervenciones a la línea de flujo. Pre-arranque del pozo Abandono del pozo. Cambio en bombeo de fondo. Acidificación o fractura. Limpieza de arena e incrustaciones. Control de agua (taponar, perforar, remover). Remover válvulas de fondo, remplazar, cambiar. Reparación de fugasen TR.

Tipos de Intervenciones pesadas

Operaciones mayores. Punto de referencia del trabajo (15 días/pozo). 360 mil a 840 mil USD por día. Operaciones medianas (más): Moler incrustaciones. Cambiar/ reparar aparejos de producción.Re-perforar o desviar el pozo. Cambiar el árbol

Intervención Pesada

Intervención Mediana

Intervención Ligera

Riesgos de Yacimientos

Riesgos de Pozos

Riesgos de Ductos y Plantas de Proceso

Riesgos Administrativos

Riesgos Ambientales

Retos Tecnológicos

Análisis de Riesgo

Retos: • Evitar desastres ambientales, pérdidas económicas, muerte de

trabajadores, sociedad y reputación. • Influenciar los diseños para eliminar, reducir o controlar los riesgos

de tal manera que se maximice la disponibilidad de las instalaciones y pozos.

• Tomar decisiones técnicas y administrativas basadas en riesgo. • Diseño de planes de contingencia basado en el peor escenario

(estar preparado en caso de una contingencia).


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Funciones críticas adicionales por desarrollar en aguas profundas • Administración de proyectos en aguas profundas. • Arranque y operación de campos en aguas profundas. • Tecnologías de explotación de campos de aceite pesado en aguas profundas. • Ingeniería de Materiales. • Ingeniería de Corrosión. • Ingeniería de sistemas de tecnología de la información (desarrollo de software). • Ingeniería Submarina. (no hay carrera en México). • Ingeniería Mecánica. • Ingeniería Eléctrica. • Ingeniería Mecatronica. • Ingeniería de Automatización y Control. • Ingeniería Ambiental y Metoceánica.

Retos Tecnológicos

Conclusiones

1. Se han perforado 20 pozos en aguas profundas y ultra-profundas (500 a > 1500 m T.A.). 2. Adicionalmente se han perforado 9 pozos en aguas semi-profundas (300 a 500 m T.A.) que

pueden ser desarrollados con tecnología de aguas profundas por sus beneficios. 3. Con base en las terminaciones efectuadas, se ha logrado descubrir una reserva 3P que cubre un

2.5% de un 58% potencial. Por lo que hay mucho trabajo para las nuevas generaciones. 4. El primer desarrollo submarino en aguas profundas se está desarrollando con la metodología FEL

y se espera inicie su primer producción de gas a finales del 2014 (inicios del 2015) alcanzando una producción diaria de 400 MMSCF.

5. Las aguas profundas en México han tenido un crecimiento gradual a corto plazo, sin embargo, para obtener un crecimiento exponencial a largo plazo se requiere más de: "diseñar-crear" en vez de: "seleccionar". Este esfuerzo tiene que venir acompañado de laboratorios, talleres, institutos de investigación, convenios con Universidades Públicas y privadas así como compañías de servicio y otras operadoras.

6. Los retos tecnológicos en aguas profundas son altos (Disminuir NPT, terminar pozos, geomecánica, aseguramiento de flujo, Análisis de riesgos, intervenciones, condiciones metoceánicas, Diseño e Instalación de sistemas submarinos, Sistemas de control submarino, Umbilicales).

7. Los factores de éxito de un proyecto de aguas profundas recaen en la forma de administrar el proyecto (metodología), tecnología aplicada (diseño de componentes), desempeño operativo (personal) y el costo-beneficio generado.

8. El tema de las aguas profundas requiere de mucha capacitación, por lo que se recomienda ser estudiante autónomo y no desaprovechar la oportunidad de asistir a cursos, diplomados, maestrías, doctorados, estancias profesionales en el extranjero y sobre todo "sus clases".

1. http://www.windows2universe.org/earth/Water/deep_ocean.html&lang=sp (Día de acceso: 11-11-2011). 2. http://www.shell.com.mx/home/content/mex/innovation/meeting_demand/getting_more/deep_water/ (Día de acceso: 25-

10-2011). 3. http://www.pemex.com/index.cfm?action=news&sectionid=8&catid=11300&contentid=17758#13 (Día de acceso: 11-11-

2011). 4. Tesis de maestría, Enhanced Heavy Oil Recovery in GoM. M en C. Luis Alejandro Pérez Suárez (Octubre 2009).

University of Aberdeen. 5. http://www.rigcnh.gob.mx/ 6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf 7. http://www.pemex.com/files/content/pet_110810.pdf 8. CD’s de FMC technologies de día del ingeniero 2011. 9. http://www.akersolutions.com/Documents/Subsea/Brochures/Umbilical%20broshure_low%20res.pdf (Día de acceso: 21-

11-2011). 10.http://www.windows2universe.org/earth/Water/temp.html&lang=sp 11.SPE 106389. 12. SUBSEA STRUCTURAL ENGINEERING HANDBOOK 2010, Y. Bai and Q. Bai. Elsevier Inc.

Referencias:

Preguntas: ¿?

Gracias

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