Desarrollo de Campos en Aguas Profundas

SISTEMAS FLOTANTES PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN AGUAS

PROFUNDAS MEXICANAS

ESPECIALIDAD: INGENIERÍA NAVAL

Federico Barranco Cicilia

Doctor en Ingeniería con Especialidad en Estructuras Marinas

26 de Enero de 2012

Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.

Especialidad: Ingeniería Naval 2

CONTENIDO

Página

RESUMEN EJECUTIVO 3

1. INTRODUCCIÓN 4

2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA 8

3. PERSPECTIVAS DE MÉXICO EN AGUAS PROFUNDAS 13

3.1. Estrategia actual de producción de PEMEX 13

3.2. Producción esperada en aguas profundas mexicanas 15

3.3. Avances en la actividad exploratoria en aguas profundas 15

4. DESARROLLO DE CAMPOS BASADOS EN SISTEMAS FLOTANTES 18

4.1. Características de los sistemas flotantes 18

4.2. Filosofías de diseño 22

4.3. Estado actual de las tecnologías 24

4.4. Planeación del desarrollo de campos 27

4.5. Criterios de selección de sistemas flotantes 30

4.5.1. Características del yacimiento 31

4.5.2. Requerimientos funcionales 31

4.5.3. Condiciones del sitio 32

4.5.4. Normatividad y otros 32

4.6. Perspectivas de proyectos integrales en aguas profundas mexicanas 34

4.7. Lecciones aprendidas por ocurrencia de accidentes o fallas 36

5. RETOS Y OPORTUNIDADES PARA LA INGENIERÍA NAVAL MEXICANA 39

5.1. Retos tecnológicos 39

5.2. Acciones de la industria mexicana 40

5.2.1. Formación de recursos humanos 41

5.2.2. Desarrollo de proveedores nacionales 41

5.2.3. Investigación y desarrollo tecnológico 42

5.2.4. Redes de Cooperación 42

6. CONCLUSIONES 44

REFERENCIAS 45

AGRADECIMIENTOS 47

CURRICULUM VITAE DEL CANDIDATO 49



RESUMEN EJECUTIVO

El lento desarrollo de fuentes alternativas de energía ha mantenido hasta la actualidad

al petróleo como la principal fuente de combustibles en el mundo; sin embargo, la

producción global de aceite y gas dentro de los continentes y en aguas someras ha

iniciado su declinación. La disminución de las reservas ha motivado a la industria

internacional a incursionar en el mar en aguas cada vez más profundas en la

búsqueda de nuevos yacimientos, logrando récords de perforación de pozos y de

producción en profundidades próximas a los 3,000 m. Se estima que esta tendencia se

mantendrá e inclusive se incrementará al continuar en la búsqueda de yacimientos de

petróleo y gas localizados en aguas ultra-profundas.

Petróleos Mexicanos (PEMEX) se encuentra en la fase exploratoria de las cuencas del

Golfo de México profundo, durante la cual ha estimado un recurso prospectivo de 29.5

mil millones de barriles de crudo equivalente, que representa casi el 60% del total del

país. Como resultado de estas exploraciones ya se han encontrado varios yacimientos

de hidrocarburos, para los cuales se están efectuando proyectos para evaluar la

factibilidad de su desarrollo, e incluso se encuentra en curso la fase de ingeniería

básica del proyecto de gas no asociado para el campo Lakach, localizado frente a las

costas de Veracruz en un tirante de 988 m.

Para poder llevar a cabo este tipo de proyectos de alto contenido tecnológico y gran

complejidad, PEMEX requiere de la participación de las Instituciones de Investigación y

de Educación Superior del país para formar recursos humanos altamente calificados y

adquirir tecnologías para, en una primera instancia, seleccionar inteligentemente los

sistemas de producción disponibles en el ámbito internacional; para posteriormente,

fortalecer los programas de desarrollo tecnológico y el establecimiento de

infraestructura de investigación con la finalidad de adaptar las tecnologías adquiridas a

las condiciones locales de nuestros mares y de nuestros hidrocarburos. Las acciones

para la formación de recursos humanos y el desarrollo de las tecnologías deberán

estar acompañadas de políticas gubernamentales para la generación y/o

fortalecimiento de los sectores industriales en el país para suplir los materiales y

equipos; para construir, transportar, instalar, operar, e inspeccionar las obras; así

como para dar mantenimiento y efectuar el retiro de los sistemas submarinos, de los

ductos y de los sistemas flotantes de producción una vez concluida su vida útil.

El presente trabajo tiene como objetivo describir las tecnologías que PEMEX requiere

para efectuar la explotación de los recursos petroleros en aguas profundas,

enfocándose principalmente a los sistemas flotantes de producción por ser una de las

partes torales de los proyectos y por ello mismo, de la Ingeniería Naval, que se

involucra de manera fundamental en todas sus fases, desde la planeación e ingeniería,

hasta la construcción, instalación y operación de la infraestructura. Asimismo, se

indican los retos y las oportunidades de la Ingeniería Naval mexicana para coadyuvar

a la implantación, adaptación y concepción de tecnologías que permitan el desarrollo

de los proyectos de inversión en aguas profundas y ultra-profundas de PEMEX.

Palabras clave: Aguas Profundas, Campos Petroleros, Sistemas Flotantes de

Producción, Ingeniería Naval.



1. INTRODUCCIÓN

El incremento en la demanda de energía y el lento desarrollo de fuentes alternativas

han mantenido hasta la actualidad a los combustibles fósiles como la principal fuente

de energía en el mundo. En la Figura 1.1 se puede observar que aún con la

declinación en la participación del petróleo como fuente de energía, pasando de 46%

en 1980 a 37% en el año 2008, los hidrocarburos (petróleo y gas natural) representan

alrededor del 60% de energía consumida en el planeta.

Petróleo

Carbón

Gas Natural

Resto

19

80

19

82

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

Figura 1.1. Fuentes de energía primaria en el mundo.

Fuente: http://www.econlink.com.ar

De la producción actual de petróleo, alrededor de los 82 millones de barriles por día

(MMbd), la producción de yacimientos en tierra aporta 50 MMbd y el resto proviene

del mar. En la Figura 1.2 se puede observar que de los 32 MMbd de petróleo obtenido

de campos marinos, alrededor de 8 MMbd corresponden a yacimientos localizados en

aguas profundas.

La producción de petróleo costa afuera en el mundo inició en los años 1930’s y como

puede apreciarse en la Figura 1.2, desde ese entonces se ha incrementado de manera

gradual desde un modesto valor de 1 MMbd en 1960 a 32 MMbd en la actualidad. De

hecho, la producción de aceite y gas en el mar ha mantenido su crecimiento aún

después de que en las décadas pasadas la producción proveniente de yacimientos en

tierra alcanzó su mayor nivel y ha iniciado su proceso de declinación.

http://www.econlink.com.ar/



Año

Mil

lon

es d

e b

arr

iles p

or

día

Costa afuera, aguas profundas

En tierra, no convencional (arenas aceitosas)

Costa afuera, aguas someras

En tierra, convencional

Figura 1.2. Producción global de petróleo, en tierra y en el mar.

Fuente: http://edicion4.com.ar (Figura traducida al español por el autor).

En la Figura 1.3 se muestra la variación histórica de las aportaciones a la producción

total de las principales regiones del mundo y sus respectivos niveles de consumo. En

esta figura se puede apreciar que los países del Este Medio tienen la mayor tasa de

producción pero el menor nivel de consumo de petróleo; presentándose el caso

contrario para los países de la región Asia-Pacífico, América del Norte y Europa.

Este Medio

Europa

América del Norte

Asia - Pacífico

África

Sur y Centro América

Año

Millo

ne

s d

e b

arr

ile

s p

or

día

1971 1980 1990 2000 2010

Este Medio

Europa

América del Norte

Asia - Pacífico

África

Sur y Centro América

100

80

60

40

20

0

Año

Millo

ne

s d

e b

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ile

s p

or

día

1971 1980 1990 2000 2010

100

80

60

40

20

0

a) Producción b) Consumo

Figura 1.3. Historia de la producción y consumo de petróleo en el mundo. Fuente: http://www.economist.com

http://edicion4.com.ar/

http://www.economist.com/blogs/dailychart/2011/06/oil-production-and-consumption



En México, la explotación de hidrocarburos costa afuera inició a finales de los años

1970’s con el descubrimiento del campo Cantarell, logrando este sector una

aportación máxima al total de la producción de alrededor de 3 MMbd en el 2002, año a

partir del cual inició su descenso. En la Figura 1.4 se muestra la variación de la

producción de petróleo en México entre los años 1938 a 2010.

Figura 1.4. Producción de petróleo en México.

Fuente: http://www.pep.pemex.com

La producción global de aceite y gas dentro de los continentes, incluyendo a México,

ha tenido una caída de hasta 10 MMbd con respecto a su máximo valor histórico de 54

MMbd logrado en 1979 (Sandrea, 2010), como se puede observar en la Figura 1.2.

Esta situación ha motivado a la industria del petróleo incursionar en el mar y cada vez

en aguas más profundas en la búsqueda de nuevos yacimientos, logrando récords de

perforación de pozos en tirantes de agua mayores a 3,000 m y de producción en

2,934 m con el pozo Tobago en el Golfo de México, como se puede observar en la

Figura 1.5 (Wilhoit y Chad, 2011).

Plataforma FlotantePozo exploratorio

Pozo productor

Record actual

Record mundialPerforación de Pozo

3,051 m, US GdMCía. Transocean

Operador: Chevron

Record mundial

Arbolsubmarino

2,934 m, US GdM,

TobagoOperador:

Shell

Record mundial

Plataforma Flotante

2,414 m, US GdM,

Independence Hub

Operador: Anadarko

Actual3,657

3,353

3,048

2,743

2,438

2,134

1,829

1,524

1,219

915

610

305

Tir

an

ted

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gu

a(m

)

Año

1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

Figura 1.5. Avance en tirante en la perforación de pozos y producción de petróleo.

Fuente: Wilhoit y Chad, 2011 (Figura traducida al español por el autor).

http://www.pep.pemex.com/



Datos recientes indican que más de la mitad de los descubrimientos efectuados

durante los últimos diez años corresponden a yacimientos costa afuera, aportando los

campos en aguas profundas y ultra-profundas el 41% de las nuevas reservas

(Chakhmakhchev y Rushworth, 2010). En los últimos cinco años se han efectuado

hallazgos de campos gigantes o de tamaño significante con reservas de

aproximadamente 41 mil MMbd en aguas profundas de Brasil, Estados Unidos, Angola,

Australia, India, Nigeria, Gana y Malasia.

A pesar de los desafíos impuestos por las crisis económicas, las fluctuaciones en los

precios de los hidrocarburos, el incremento en los costos de productos y servicios

requeridos por la industria del petróleo, así como las regulaciones impuestas

posteriores al accidente de la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México, la

explotación de hidrocarburos costa afuera representa un tercio de la producción

mundial y se estima que esta tendencia se incrementará al continuar en la búsqueda

de yacimientos de petróleo y gas localizados en aguas profundas y ultra-profundas.

En años pasados, algunos países como China, Rusia, Camerún y Libia han iniciado la

exploración de sus campos en aguas profundas. México, a través de su empresa

paraestatal Petróleos Mexicanos (PEMEX), se encuentra en la fase exploratoria de sus

recursos petroleros en aguas profundas del Golfo de México, así como en la planeación

del desarrollo de varios proyectos e incluso el proyecto para el campo de gas no

asociado Lakach, localizado frente a las costas de Veracruz en un tirante de 988 m, se

encuentra en la fase de ingeniería básica.

El presente trabajo tiene como objetivo describir las tecnologías que PEMEX requiere

para efectuar la explotación de los recursos petroleros en aguas profundas,

enfocándose principalmente a los sistemas flotantes de producción y al papel de la

Ingeniería Naval durante las fases de planeación, ingeniería, construcción, instalación

y operación de la infraestructura. Inicialmente se describen los sistemas utilizados

tanto por la industria internacional como por la industria nacional para la producción

de hidrocarburos en el mar, y las perspectivas de explotación de campos en aguas

profundas de México. Después se describen las características, ventajas y desventajas

de los diferentes sistemas flotantes de producción, así como la metodología utilizada

para la planeación del desarrollo de campos petroleros. Asimismo, se efectúa una

estimación de los posibles proyectos de inversión que PEMEX deberá llevar a cabo

para lograr sus metas de producción en el horizonte 2017-2025 y se indica el sistema

de producción que potencialmente puede convertirse en el primer sistema flotante en

aguas profundas de México. Finalmente, se indican los retos y las oportunidades de la

Ingeniería Naval mexicana para acompañar a PEMEX en la implantación, adaptación y

concepción de tecnologías propias para el desarrollo de sus proyectos de inversión en

aguas profundas y ultra-profundas.



2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA

Para efectuar las actividades de producción más allá de la costa, la industria petrolera

internacional ha utilizado exitosamente a las plataformas fijas, las torres flexibles, los

sistemas submarinos y los sistemas flotantes (ver Figura 2.1).

FPSOSparTLPSemi

Fija

Sistemas Submarinos

Riser

Sistemas Flotantes

Figura 2.1. Sistemas de producción de hidrocarburos en el mar. Fuente: http://salvador-nautico.blogspot.com (Figura modificada por el autor).

En aguas someras (tirantes menores a 300 m) es viable desde el punto de vista

técnico fijar una plataforma al fondo marino, siendo éste el motivo para denominarlas

plataformas fijas. Las columnas que soportan las cubiertas con los equipos e

instalaciones de producción pueden ser de concreto o acero, las cuales se extienden

en forma de piernas desde la plataforma superficial hasta el suelo marino y son fijadas

con pilotes o estructuras masivas de concreto. Las ventajas de las plataformas fijas

son su alta estabilidad y capacidad de carga, así como sus bajos movimientos ante las

acciones meteorológicas y oceanográficas del viento, oleaje, corrientes marinas y

mareas. Estas características les permiten manejar grandes cantidades de producción

y utilizar árboles de control de pozos sobre sus cubiertas y risers (ductos ascendentes

por donde viaja la producción proveniente de los pozos) de acero verticales, los cuales

en su conjunto permiten reducir los costos de la infraestructura y del mantenimiento e

intervención de los pozos productores.

Las plataformas fijas dejan de ser una alternativa viable en aguas intermedias

(tirantes mayores a 300 m) y profundas (tirantes mayores a 500 m) ya que no es

costeable construir e instalar plataformas fijas con subestructuras tan pesadas y

largas para apoyarse en el fondo marino. Sin embargo, existen varias plataformas

operando en aguas intermedias estadounidenses como la plataforma Cognac en 312 m

y la Bullwinkle, poseedora del récord de aplicación, en 412 m de tirante de agua.

http://salvador-nautico.blogspot.com/2010/05/sistemas-flutuantes-de-producao-fps.html



En la Figura 2.2 se presentan las 7 plataformas con mayor altura en el mundo, todas

ellas operando en aguas intermedias estadounidenses. De acuerdo con los registros de

la Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (antes MMS),

Estados Unidos cuenta con 3,080 plataformas fijas en el Golfo de México (GdM).

Figura 2.2. Plataformas fijas en operación en aguas intermedias de Estados Unidos.

Fuente: http://offshoreindustry.blogspot.com/

Actualmente, Petróleos Mexicanos tiene en operación en el GdM alrededor de 350

plataformas fijas ubicadas en la Bahía de Campeche y frente a las costas de Tampico,

Veracruz y Tabasco, en tirantes de agua menores a 100 m. La producción de los

campos en aguas someras en estas regiones se efectúa a través de complejos de

plataformas (ver Figura 2.3), teniendo cada una de ellas servicios específicos tales

como perforación, producción, alojamiento de personal (habitacional), compresión de

gas, inyección, rebombeo, recuperación, enlace y telecomunicaciones, entre otros.

Figura 2.3. Complejo de plataformas fijas.

Fuente: http://2.bp.blogspot.com

http://salvador-nautico.blogspot.com/2010/05/sistemas-flutuantes-de-producao-fps.html

http://2.bp.blogspot.com/



La explotación de hidrocarburos en aguas profundas y ultra-profundas (tirantes

mayores a 1,500 m) requiere de sistemas flotantes anclados al fondo marino y/o de

sistemas submarinos de producción, los cuales reciben a los hidrocarburos

provenientes de los pozos y los envían a través de ductos y/o risers a instalaciones

marinas cercanas o en tierra para su procesamiento, almacenamiento o venta. En la

Figura 2.4 se puede observar un sistema de producción típico en aguas profundas,

combinando los sistemas submarinos, los ductos y risers, y un sistema de producción

flotante.

Sistema Flotante FPSO

Sistema

Submarino

Ducto Marino

Risers

Figura 2.4. Sistema de producción típico en aguas profundas.

Fuente: http://www.modec.com (Figura modificada por el autor).

Dentro de los sistemas flotantes de producción se encuentran los Buques de

Producción, Almacenamiento y Trasiego (FPSO´s por sus siglas en inglés), las

plataformas Semisumergibles (Semi´s), las Plataformas de Piernas Atirantadas (TLP´s

por sus siglas en inglés), y las plataformas tipo Spar (ver Figura 2.1). Actualmente

existen 271 sistemas flotantes de producción en servicio o disponibles en el mundo, en

países como Estados Unidos, Brasil, Noruega e Inglaterra, o en los mares africanos y

asiáticos. Del total, el 65% son FPSOs, 18% Semi´s, 10% TLP´s y 7% Spar´s (IMA,

2011). El record actual de aplicación lo posee la plataforma Semisumergible

Independence Hub en operación en la parte Norte del GdM en un tirante de 2,415 m.

En la Figura 2.5 se muestra el crecimiento del número de sistemas flotantes desde su

aparición en la década de los años 70´s del siglo pasado hasta el año 2009. En esta

figura se puede observar que la tasa de crecimiento en la última década es del 117%,

siendo los FPSOs aquellos sistemas con mayor demanda seguidos por las plataformas

semisumergibles. El futuro del mercado de los sistemas flotantes se muestra

promisorio al identificar 196 proyectos en planeación, diseño o licitación, que

potencialmente requerirán unidades flotantes de producción o almacenamiento. Brasil

es la región más activa en el futuro cercano con 50 proyectos potenciales para

sistemas flotantes en etapa de planeación, después continúa el Sureste asiático con

39, el Norte de Europa con 24, el Golfo de México con 19 y Australia con 11 proyectos.

http://www.modec.com/



De los 196 proyectos, 53 están en la fase de licitación y los contratos para su

construcción serán asignados dentro de los siguientes 12 a 18 meses. Los restantes

143 proyectos se encuentran en la fase de planeación, por lo que se estima que la

construcción de los sistemas flotantes iniciará entre los años 2013 a 2018 (IMA,

2011).

1999-2009

crecimiento de +117%

Figura 2.5. Incremento en el uso de Sistemas flotantes de producción en el mundo. Fuente: http://www.woodgroupnews.com

En el caso de México, PEMEX cuenta solamente con un buque de almacenamiento y

descarga (FSO), de nombre TaKuntah (ver Figura 2.6), en operación en el campo

Cantarell en un tirante de 75 m, y un FPSO de nombre Yùum Kákńáab (ver Figura

2.7) en operación en los campos Ku-Maloob-Zaap en 85 m de tirante de agua.

Asimismo, en febrero del año 2010 PEMEX adquirió el buque ECO III clasificado como

FPSO para la prueba de pozos.

Figura 2.6. FSO TaKuntah en operación en el campo Cantarell.

Fuente: http://www.modec.com

Nú

me

ro d

e u

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ade

s

Año

http://www.woodgroupnews.com/

http://www.modec.com/



Figura 2.7. FPSO Yùum Kákńáab en operación en los campos Ku-Maloob-Zaap.

Fuente: http://www.marinetraffic.com

Se estima que el primer sistema flotante en aguas profundas mexicanas se instalará

entre los años 2017 y 2018, ya sea en aguas profundas del área de Perdido, frente a

las costas del estado de Tamaulipas en un tirante de alrededor de 3,000 m, o en el

Sur del Golfo de México en un tirante menor a 2,000 m (Barranco et al., 2010).

http://www.marinetraffic.com/



3. PERSPECTIVAS DE MÉXICO EN AGUAS PROFUNDAS

3.1. Estrategia actual de producción de PEMEX

La estrategia de PEMEX para dar sustentabilidad a la plataforma de producción

petrolera del país se basa en seis grandes proyectos (SENER, 2011):

Ku-Maloob-Zaap,

Cantarell,

Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo),

Explotación (sin Chicontepec, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap),

Exploración (sin aguas profundas) y,

Aguas profundas.

Como se puede observar en la Figura 3.1, actualmente el proyecto Ku-Maloob-Zaap es

el más importante del país representando el 32.6% de la producción total. Se estima

que alcanzará su producción máxima en el año 2013 con un volumen de 927 Mil

barriles por día (Mbd) e iniciará su etapa de declinación para el año 2014. El proyecto

Cantarell pasará de 502 Mbd en 2010 a 169 Mbd en 2025, y se mantendrá como el

segundo proyecto más importante hasta 2018, año en que se estima sea superado por

el proyecto Chicontepec con una producción de 359 Mbd. El proyecto Aceite Terciario

del Golfo se encuentra en una fase inicial de desarrollo, por lo que su nivel de

producción se estima crecerá de 44 Mbd a 377 Mbd entre 2010 y 2025, convirtiéndose

en el proyecto de mayor aportación superando a Ku-Maloob-Zaap a partir de 2022

(SENER, 2011).

Figura 3.1. Producción por categoría de proyectos en el horizonte 2010-2025.

Fuente: SENER, 2011.

Pro

du

cció

n (

Mb

d)



Adicionalmente a los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y ATG, existen otros que se

encuentran en explotación y que contribuirán a mantener la producción de corto y

mediano plazo, destacando los proyectos Integral Crudo Ligero Marino, Complejo

Antonio J. Bermúdez, Ixtal-Manik, el integral campo Caan, el integral Chuc, Integral

Bellota Chinchorro, Jujo-Tecominoacán y Delta del Grijalva, con una producción

conjunta mayor al 20% del total nacional estimado durante 2010-2017 (SENER,

2011).

En relación a los proyectos exploratorios se estima que los campos por desarrollarse

incorporarán producción a partir de 2013 a través de los proyectos integral cuenca de

Veracruz, Litoral Tabasco Terrestre, Campeche Poniente, Simojovel, cuenca de

Macuspana, Comalcalco, Julivá y Cuichapa, con un volumen aproximado de 25 mbd.

Posteriormente, se planea incorporar otros proyectos que en conjunto aportarán 1,426

mbd en 2025, sin considerar los proyectos de aguas profundas (SENER, 2011).

De acuerdo con la estrategia de exploración y producción de PEMEX, se estima que

existe el potencial para incorporar producción de tres proyectos exploratorios en aguas

profundas denominados como Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido.

La delimitación de las áreas exploratorias de cada proyecto se muestra en la Figura

3.2. El reto en los proyectos de aguas profundas es importante, ya que se pretende

establecer la producción comercial de hidrocarburos a partir de sedimentos Terciarios

y Mesozoicos en tirantes de agua mayores a 500 metros (SENER, 2011).

Figura 3.2. Regiones de los proyectos en aguas profundas mexicanas.

Fuente: Suárez (i), 2011.



3.2. Producción esperada en aguas profundas mexicanas

De acuerdo con estimaciones de PEMEX Exploración y Producción (PEP), la primera

producción de yacimientos localizados en aguas profundas se obtendrá a finales de

2017, con un volumen inicial de 5 Mbd proveniente del proyecto Golfo de México B;

para el año 2018 se prevé agregar producción de los proyectos Golfo de México Sur y

Área Perdido; estimándose que estos tres proyectos alcancen una aportación de 784

Mbd en 2025 (SENER, 2011). En la Figura 3.3 se muestran las metas de producción

de PEMEX en aguas profundas para el periodo 2017-2025.

Figura 3.3. Producción esperada de aguas profundas en el horizonte 2017-2025.

Fuente: SENER, 2011.

Para lograr estas metas PEP planea incrementar en el corto plazo la adquisición de

sísmica 3D, que permita mejorar la estimación de los recursos prospectivos, identificar

nuevas oportunidades y reducir el riesgo exploratorio de los proyectos de aguas

profundas.

3.3. Avances en la actividad exploratoria en aguas profundas

Derivado de los trabajos de exploración geofísica, desarrollados a partir de 2007

PEMEX ha adquirido más de 37 mil Km2 de sísmica 3D del subsuelo marino del Golfo

de México profundo, para acumular un total de 55 mil Km2. Con base en la

interpretación de los datos sísmicos, se han perforado a la fecha un total de 16 pozos,

siendo 9 productores y 7 improductivos. Los pozos exitosos han permitido la

incorporación de más de 540 MMbpce de reservas 3P, definiendo a las reservas 3P

como la suma de las probadas, probables y posibles. El pozo exploratorio con mayor

Pro

du

cció

n (

Mb

d)



tirante de agua perforado por PEMEX hasta la fecha es el Piklis-1, localizado a 138 Km

de las costas de Veracruz en una profundidad de 1,945 m.

La actividad exploratoria de PEMEX en el Golfo de México ha permitido iniciar la

evaluación directa de las siguientes provincias geológicas: (a) en el Cinturón Plegado

Catemaco y al Sur de las Cordilleras Mexicanas, en el área de Holok-Lipax, se

descubrió una provincia gasífera con recursos prospectivos en un rango de 5 a 15

MMMMpc de gas; y (b) en el área Nox-Hux se identificó la presencia de yacimientos de

aceite pesado y extra pesado, que representan la continuidad de los trenes de

producción de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap (Suárez (i), 2011).

En la Tabla 3.1 se presentan los datos de los pozos terminados hasta la fecha, los que

se encuentran en perforación y los planeados para perforarse en aguas ultra-

profundas del Golfo de México para el año 2012 (Suárez (ii), 2011).

Status Pozo Tirante (m) Hidrocarburo Año

Term

inad

os

Chuktah-201 512 Improductivo 1999 Nab-1 680 Aceite 2000 Noxal-1 935 Gas 2005 Lakach-1 988 Gas 2006 Lalail-1 805 Gas 2007 Tamil-1 778 Aceite 2008 Chelem-1 810 Improductivo 2008 Tamha-1 1,121 Improductivo 2008 Etbakel-1 681 Improductivo 2009 Kabilil-1 740 Improductivo 2009 Leek-1 851 Gas 2009 Holok-1 1,028 Improductivo 2009 Catamat-1 1,230 Improductivo 2009 Lakach-2DL 1,196 Gas 2010 Labay-1 1,700 Gas 2010 Piklis-1 1945 Gas 2011

En

perfo

ració

n

Puskón-1 600 2011 Talipau-1 940 2011 Hux-1 1,130 2011 Nen-1 1,495 2011

Pla

nead

os

Kaxa-1 1,800 2012 Yoka-1 2,090 2012 Kunah-1 2,154 2012 Trión-1 2,550 2012 Supremus-1 2,890 2012 Maximino-1 2,933 2012

Tabla 3.1. Pozos exploratorios en aguas profundas (Suarez (ii), 2011).

Como puede observarse en la Tabla 3.1, el hidrocarburo encontrado por PEMEX en

aguas profundas es mayoritariamente Gas, por lo que los pozos en proceso de

perforación y los planeados para el año 2012 en la región Norte del Golfo de México

tienen el firme propósito de hallar aceite con una calidad comercialmente explotable.

PEMEX planea perforar durante el año 2012 varios pozos exploratorios en la misma



área donde se localiza el campo Perdido de la compañía Shell, el cual se encuentra

produciendo 100 Mbd, con la esperanza de que los prospectos identificados en aguas

mexicanas sean igualmente productivos. El pozo Maximino-1 puede romper el récord

de Piklis-1 impuesto en el primer semestre de este año, al estar localizado el sitio de

perforación en el área de Perdido en un tirante de agua de 2,933 m.

Es importante mencionar que dentro del área del Golfo de México profundo PEP no ha

identificado cuencas prospectivas con tamaño de reservas gigantes o súper gigantes,

por lo que para alcanzar la producción esperada para el año 2025 se deberán explotar

simultáneamente varios yacimientos.



4. DESARROLLO DE CAMPOS BASADOS EN SISTEMAS FLOTANTES

4.1. Características de los sistemas flotantes

Los sistemas flotantes se refieren a las plataformas marinas del tipo embarcación

utilizados para la explotación de yacimientos petrolíferos localizados en sitios con

tirantes de agua superiores a los 300 m, aunque algunos de ellos se pueden utilizar en

aguas someras como los FPSO´s. La característica distintiva entre las plataformas fijas

y los sistemas flotantes es que estos últimos soportan el peso de los equipos sobre las

cubiertas, los risers, las líneas de anclaje y su peso propio a través de la flotación de

su casco, y utilizan un sistema de posicionamiento para mantenerse en su sitio de

operación. Los componentes principales de los sistemas flotantes, tomando como

ejemplo a una plataforma Semisumergible son: las instalaciones en las cubiertas

(topside), el casco de flotación, las líneas de amarre, la cimentación y los risers de

producción y exportación/importación (Ver Figura 4.1).

Cubierta

Casco de flotación

Líneas de amarre

(tendones)

Risers de

exportación

Risers de

Producción

Conexión con

Cimentación

Figura 4.1. Componentes principales de un sistema flotante. Fuente: http://www.sbmatlantia.com (Figura complementada por el autor).

En el topside de las plataformas se encuentran los equipos, servicios auxiliares y de

seguridad, necesarios para recibir los fluidos provenientes de los pozos submarinos a

través de risers (ductos ascendentes), efectuar la producción de los hidrocarburos y

http://www.sbmatlantia.com/products/floating-solutions/turrets-mooring-systems/



para enviar éstos vía ductos hacia otra infraestructura en el mar o en tierra, o

almacenar el aceite en su propio casco de flotación como en los FPSOs. Asimismo, en

la cubierta se lo localizan las instalaciones para el alojamiento de personal operativo.

El casco de flotación puede ser compuesto por columnas y pontones (como en las

TLP´s y las Semi´s), por una sola columna de gran diámetro (como en las mini-TLP´s

y las Spar´s), o tipo embarcación como los FPSO´s. El casco aporta la rigidez, la

flotación y la estabilidad necesarios para soportar las acciones ambientales y los pesos

de los equipos y cubiertas, su peso propio, el peso de los risers y las líneas de amarre,

así como los pesos de los líquidos (aceite crudo, combustibles, agua potable y agua de

lastre, entre otros) almacenados en sus compartimentos internos. En la Figura 4.2 se

muestran los componentes principales de un topside y el casco de flotación de una

plataforma Semisumergible.

Columna

Pontón

Estructura del

Quemador

GrúaInstalaciones

de Alojamiento

Módulos de Proceso

Helipuerto

Figura 4.2. Componentes principales del topside y del casco de una plataforma

Semisumergible. Fuente: www.gvac.com (Figura complementada por el autor).

El sistema de posicionamiento tiene como objetivo limitar los movimientos de la

plataforma, generados por las acciones ambientales, dentro de un círculo de operación

establecido para salvaguardar la integridad de los risers. Generalmente, el radio del

círculo de operación de la plataforma es menor al 10% del tirante de agua en

condiciones ambientales de tormenta. El sistema de posicionamiento puede ser

pasivo, a través de líneas de amarre y cimentaciones, o dinámico, a través de hélices,

o una combinación de ambos (DNV, 2008). Comúnmente el sistema de

posicionamiento pasivo es utilizado para las plataformas de producción, existiendo la

posibilidad de ser auxiliado por un conjunto de hélices para ambientes oceánicos severos. Las líneas de amarre pueden ser compuestas de cadena, cables de acero o

poliéster, o pueden ser tubos de acero como en las TLPs. Estas líneas de amarre se

conectan en su parte inferior a una cimentación embebida en el fondo marino, la cual

http://www.gvac.com/



puede ser del tipo ancla (de arrastre o con capacidad de carga vertical) o pilote

(hincado o de succión).

Las plataformas flotantes poseen diferentes grados de libertad de movimiento como

respuesta a las acciones meteorológicas y oceanográficas. Bajo este criterio, las

plataformas flotantes pueden ser clasificadas como unidades con flotación neutra y

unidades con flotación positiva. Dentro del primer grupo se encuentran los FPSO´s, las

Semi´s y las Spar´s, y en el segundo se incluyen las TLP´s y las Mini-TLP´s. Las

plataformas con flotación neutra vibran dinámicamente en seis grados de libertad, tres

movimientos de traslación en dirección de los ejes X, Y y Z, y tres movimientos de

rotación alrededor de los mismos ejes: avance (surge), deriva (sway), arfada (heave),

cabeceo (pitch), balanceo (roll) y guiñada (yaw), respectivamente. Estos seis grados

de libertad se ilustran en la Figura 4.3. Las plataformas con flotación positiva tienen

un empuje mayor que su peso y son ancladas al fondo marino por líneas que se

mantienen siempre en tensión, llamadas tendones. Los tendones son tubos de acero

que restringen los grados de libertad de arfada, cabeceo y balanceo de las TLP´s.

Arfada (Heave)

Guiñada (Yaw)

Cabeceo(Pitch)

Z

Y

X

Deriva(Sway)

Avance (Surge)

Balanceo(Roll)

Figura 4.3. Grados de libertad de cuerpo rígido de un sistema flotante.

Fuente: http//:www.underwatertimes.com (Figura complementada por el autor).

Cada uno de los conceptos estructurales tiene características propias que ofrecen

ventajas y limitaciones para su selección como centro de proceso para el desarrollo de

campos petroleros. Por ejemplo, las TLP´s y las Spar´s tienen bajos movimientos

verticales que les permiten utilizar risers rígidos y terminaciones superficiales (árboles

secos) similares a las plataformas fijas. Debido a esta característica, la perforación y el

mantenimiento de los pozos pueden llevarse a cabo desde la misma plataforma de

perforación. Sin embargo, las TLP´s tienen límites técnicos en su sistema de tendones

para su aplicación en aguas profundas más allá de 1,500 m y la Spar tiene un sistema

de risers muy complejo. Por otro lado, los FPSO´s permiten el almacenamiento de

aceite en su casco de flotación y las plataformas semisumergibles son menos sensibles

a los cambios de carga y ofrecen mayor área disponible sobre sus cubiertas. En la

Tabla 4.1 se muestran las principales ventajas y desventajas de los cuatro tipos de

sistemas flotantes.



Sistema Flotante

Ventajas

Desventajas

TLP Bajos movimientos en el plano vertical: arfada, cabeceo y balanceo.

Permite el uso de equipo de perforación y acceso a pozos.

Utiliza árboles superficiales. Uso de risers verticales de acero.

Limitaciones de uso en aguas ultra-profundas debido al peso y colapso hidrostático de su sistema de tendones.

Sensible a cambios de carga sobre la cubierta.

No permite el almacenamiento de aceite.

SEMI Permite el uso de equipo de perforación y acceso a pozos.

Mínimos cambios con el aumento del tirante de agua.

Permite manejar grandes cargas sobre su cubierta.

La última generación de Semi´s puede usar risers de acero en catenaria (SCR).

Se cuenta con sistemas de anclaje para diferentes condiciones de sitio.

Altos movimientos. Uso de árboles submarinos. Generalmente utiliza risers flexibles. Los sistemas submarinos son un factor

crítico.

SPAR Permite el uso de equipo de perforación y acceso a pozos.

Permite el uso de árboles superficiales. Mínimos cambios con el aumento del

tirante de agua. Permite almacenamiento de aceite en su

casco, pero no es típico. Alta estabilidad.

Movimientos medios. Sistema de risers complejo. Se requiere el montaje de la cubierta en el

sitio de instalación.

FPSO Se puede utilizar tanto en aguas someras como profundas.

Mínimos cambios con el aumento del tirante de agua.

Gran capacidad de espacio y de cargas en la cubierta.

Permite el almacenamiento de aceite. Ilimitado número de pozos. Se cuenta con sistemas de anclaje para

diferentes condiciones de sitio.

Altos movimientos. Uso de árboles submarinos. Uso de risers flexibles con limitación en

diámetro para aguas ultra-profundas.

Los sistemas submarinos son un factor crítico.

No cuenta con equipo para perforación y acceso a los pozos.

No permite el almacenamiento de gas. En ambientes agresivos se requiere el uso

de sistemas de anclaje tipo torreta.

Tabla 4.1. Ventajas y desventajas de los sistemas flotantes.

Actualmente existen 271 sistemas flotantes de producción en operación o en proceso

de construcción en las diferentes regiones del mundo (Ver Tabla 4.2), de los cuales

176 son FPSO’s. Los FPSO´s son utilizados preferentemente para la explotación de

campos en aguas profundas del Oeste de África y de Brasil. Los 50 FPSO’s operando

en el Mar del Norte y en Asia (incluyendo China) se encuentran en tirantes de agua

menores de 500 m. En el Golfo de México, un FPSO se encuentra operando en aguas

someras mexicanas y en unos pocos meses iniciará la producción del primer FPSO en

Estados Unidos en un tirante de 2,600m. Como fue mencionado en la Sección 2,

PEMEX posee actualmente además del FPSO Yùum Kákńáab, el FSO TaKuntah y al

FPSO para prueba de pozos ECO III; sin embargo, estas dos últimas unidades no son



contabilizadas en la Tabla 4.2 debido a que no son unidades de producción

permanentes. De las 50 plataformas Semisumergibles, 21 unidades están operando en

aguas profundas de Brasil y 10 en la parte estadounidense del Golfo de México.

Existen 26 TLP´s operando o en construcción en el mundo, 17 de ellas en aguas

profundas estadounidenses y una ya fue retirada (la plataforma Hutton); mientras que

de las 19 plataformas tipo Spar, 18 de ellas se encuentran en el Golfo de México Norte

y una en el Sureste asiático.

Región Número de Sistemas Flotantes de

Producción

FPSO Semi TLP Spar Canadá 2 Estados Unidos (GdM) 1 10 17 18 México (GdM) 1 Brasil 37 21 1 Mar del Norte 25 15 3 Oeste de Europa 1 Norte de África 5 Oeste de África 42 1 4 Sur de África 1 India 1 1 China 17 1 Sureste de Asia 25 1 1 1 Australia 18

TOTAL 176 50 26 19

Tabla 4.2. Sistemas flotantes de producción en operación o en construcción en el

mundo.

De acuerdo con Wilhoit y Supan (2011) en el periodo 2011 a 2014 se espera sean

instalados adicionalmente 71 sistemas flotantes, de los cuales se estima sean 55

FPSO’s, 10 Semi’ s, 4 TLP’s y 2 Spar’s.

4.2. Filosofías de diseño

Las plataformas flotantes deben ser diseñadas para preservar su estabilidad e

integridad estructural durante su operación normal y durante la ocurrencia de estados

de mar extraordinarios, como las tormentas de invierno y huracanes. Por lo cual, el

casco de flotación debe poseer la capacidad de restauración hacia una condición de

equilibrio estable cuando es sujeta a las acciones del viento. Un parámetro que indica

la estabilidad de una embarcación es la distancia vertical entre el Centro de Gravedad

(G) y el Metacentro (M), denominada altura metacéntrica (GM), la cual debe tener un

valor positivo para lograr un equilibrio estable (ver Figura 4.4). Por otro lado, sus

componentes estructurales deben satisfacer estados límite últimos, de fatiga,

accidentales y de servicio, en condiciones tanto intacta como dañada de la plataforma.

Asimismo, los movimientos de la unidad flotante generados por el viento, el oleaje y

las corrientes marinas deben ser limitados para salvaguardar la integridad mecánica y



el correcto funcionamiento de los risers y de los equipos de procesamiento, auxiliares

y de seguridad sobre sus cubiertas.

K

B

G

M

Z

Metacentro

Centro de gravedad

Centro de Empuje

Quilla

GZ= Brazo adrizante

Figura 4.4. Parámetros de estabilidad hidrostática en un sistema flotante.

Fuente: http://www.coastdesign.no/products (Figura modificada por el autor).

Debido a que los sistemas de amarre de las plataformas semisumergibles son

flexibles, tanto en el plano horizontal como en el vertical, la unidad flotante responde

a las acciones del viento, el oleaje y las corrientes marinas, con movimientos en sus

seis grados de libertad en tres diferentes rangos de frecuencias: movimientos en la

frecuencia del oleaje (WF del inglés Wave Frequency), movimientos en bajas

frecuencias (LF del inglés Low Frequency) y movimientos en altas frecuencias (HF).

Las cargas del oleaje de mayor magnitud sobre las estructuras costa afuera se

presentan en las frecuencias del oleaje, generando movimientos WF de la plataforma.

Con la finalidad de evitar efectos de resonancia de gran magnitud, la plataforma es

diseñada para obtener sus periodos naturales de vibración alejados de las frecuencias

características del oleaje presente en el sitio de operación. Generalmente las

plataformas Semisumergibles y los FPSOs tienen periodos naturales de vibración en

Avance, Deriva y Guiñada mayores a 100 s, y superiores a 20 s en los grados de

libertad de Arfada, Balanceo y Cabeceo; mientras que las plataformas TLP tienen

periodos de vibración en el plano vertical alrededor de los 3 s. Los periodos

característicos de un oleaje con 100 años de periodo de retorno se encuentran en el

rango de 8 a 18 s, lo cual indica la necesidad de dimensionar a las plataformas para

obtener periodos naturales cercanos a estos valores y así evitar respuestas resonantes

de primer orden. En la Figura 4.5 se muestra los valores típicos de los periodos de

vibración de las estructuras costa afuera.

http://www.coastdesign.no/products



4 6 10 20 40 60 80

Período (s)

TLP Plataforma Fija Semisumergible TLP Semisumergible-FPSOArfada Arfada Avance AvanceCabeceo Cabeceo Deriva DerivaBalanceo Balanceo Guiñada Guiñada

100

Espectro de Oleaje

120

Figura 4.5. Periodos naturales de vibración típicos de estructuras costa afuera.

Fuente: Barranco, 2004 (Figura traducida al español por el autor).

Además de la fase de análisis de la plataforma durante su operación en sitio, se debe

efectuar el análisis del comportamiento naval y estructural en condiciones temporales

de la plataforma, como durante su fabricación, integración de las cubiertas y el casco,

transportación e instalación, con la finalidad de identificar tanto las operaciones

críticas y sus limitaciones, como las modificaciones en el diseño que deben ser

implementadas para garantizar la integridad estructural de la plataforma durante la

totalidad de su vida útil. Las filosofías de inspección y mantenimiento pueden también

tener impacto en la configuración y dimensionamiento de la plataforma, por lo que es

necesario establecerlas desde la fase inicial del diseño.

4.3. Estado actual de las tecnologías

La explotación de campos en aguas profundas ha crecido a pasos agigantados,

lográndose hasta la fecha los récords de aplicación de sistemas flotantes de

producción mostrados en la Figura 4.6. El récord actual de un sistema flotante en

operación en aguas profundas lo posee la plataforma Semisumergible Independence

Hub de la compañía Anadarko, en un tirante de agua de 2,415 m en la parte

estadounidense del Golfo de México. Sin embargo, la plataforma Independence Hub

perderá el liderazgo cuando en los próximos meses entre en operación en el Golfo de

México Norte el FPSO Pioneer de Petrobras en 2,600 m.



2,000

1,500

1,000

500

Tir

an

te d

e A

gu

a (

m)

Sistemas Flotantes

Magnolia1425m, USA-GdM

2005

Angra dos Reis2,150m, Brasil

2010

Perdido2,383m, USA-GdM

2009Independence Hub2,415m, USA-GdM

2007

TLP

FPSO

SPAR SEMI2,500

3,000

Figura 4.6. Récords de tirante de agua de aplicación de los sistemas flotantes.

Por su parte, los récords de tirantes de agua, producción y capacidad de pozos

(risers/árboles de control) de los sistemas flotantes, se presentan en las Tablas 4.3,

4.4 y 4.5, respectivamente. Las tablas constan de dos columnas, la primera con datos

correspondientes a la tecnología probada exitosamente por la industria en campo y la

segunda a la calificada por la industria para su aplicación. En el caso de la tecnología

con experiencia en campo se presenta el nombre de la plataforma, la compañía

operadora y la región donde se localizan las instalaciones.

Sistema Flotante Probada en Campo Calificada

Semi 2,415 m Independence Hub

Anadarko, USA-GdM

3,650 m

FPSO 2,150 m

Angra dos Reis Petrobras, Brasil

3,048 m

Spar 2,383 m Perdido

Shell, USA-GdM

3,048 m

TLP 1,425 m Magnolia

Conoco Phillips, USA-GdM

2,438 m

Tabla 4.3. Récords de tirante de agua de los sistemas flotantes.




Semi 360 Mbd Asgard B

Statoil, Noruega

360 Mbd

FPSO 317 Mbd Kizomba A

Exxon Mobil, Oeste África-Angola

400 Mbd

Spar 127 Mad Dog

British Petroleum, USA-GdM

127 Mbd

TLP 366 Mbd Snorre A

Statoil, Noruega

366 Mbd

Tabla 4.4. Récords de capacidades de producción de los sistemas flotantes.


Semi 48 Thunder Horse

British Petroleum, USA-GdM

48

FPSO 84 Han Shi You 113 Chevron, China

100

Spar 20 Genesis

Chevron, USA-GdM

20

TLP 46 Snorre A

Statoil, Noruega

46

Tabla 4.5. Récords de capacidad de risers/árboles de control de los sistemas flotantes.

En la Tabla 4.3 se puede observar que las plataformas Semi´s están calificadas por la

industria para su uso en profundidades alrededor de 3,650 m (12,000 ft), los FPSO’s y

las Spar´s para 3,048 m (10,000 ft) y las TLP´s para su aplicación en tirantes de

2,438 m (8,000 ft). En la Tabla 4.4 se puede observar que la mayor capacidad de

producción la poseen tanto las TLP’s como las plataformas Semisumergibles, con el

uso en campo de sistemas que están produciendo 366 Mil barriles de petróleo

equivalente por día (Mbped) y 360 Mbped, respectivamente; los FPSO´s tienen un

récord de producción de 317 Mbped y las Spar´s se han usado para producir hasta

127 Mbped. El sistema flotante calificado para las producciones más altas son los

FPSO´s con 400 Mbped. En la Tabla 4.5 se puede observar que los FPSO´s ofrecen la

mayor capacidad en cubierta para manejar risers de producción con un récord de 84

unidades y con capacidad calificada para alojar a 100 risers. Después de los FPSO´s,



las Semi´s muestran la mayor capacidad para alojar terminaciones de risers con un

récord en campo de 48 unidades. Las TLP´s han sido utilizadas para recibir hasta 46

terminaciones superficiales (árboles secos), mientras que las Spar’s presentan una

menor capacidad con solamente 20 terminaciones operando en campo.

De la revisión del estado del arte de las tecnologías relacionadas con los sistemas

flotantes de producción, se puede observar que los FPSO´s, las SEMI´s y las SPAR´s

están siendo aplicadas satisfactoriamente en tirantes de agua ultra-profundos

(mayores a 1500 m); las SEMI´s, las TLP´s y los FPSO´s son unidades con altas

capacidades de producción; los FPSO´s tienen alta capacidad de manejo de risers

provenientes de árboles submarinos y las TLP´s tienen mayor capacidad que las

SPAR´s para la instalación de terminaciones superficiales de pozos sobre sus

cubiertas.

4.4. Planeación del desarrollo de campos

Un análisis reciente sobre administración de proyectos mostró que más del 70% de los

proyectos ejecutados durante los últimos 5 años fueron interrumpidos o concluidos en

tiempos superiores a los planeados (Saputelli et al., 2008). La industria del petróleo

no es ajena a estos indicadores debido a que cada vez más los proyectos para

implementar la infraestructura necesaria para explotar un campo tienen que

enfrentarse a la caracterización de yacimientos más complejos, a la perforación de

pozos en estratigrafías con capas de sal, a localizaciones de difícil acceso, a

necesidades de producciones mayores y a presupuestos más estrechos. El desafío de

las compañías operadoras es muy claro: hacer que un proyecto sea exitoso técnica y

económicamente incorporando la optimización de los recursos disponibles para su

ejecución y las diversas restricciones ambientales, tecnológicas, políticas, sociales y

económicas. Para enfrentar estos requerimientos es necesario contar con

conocimientos administrativos, de planeación y técnicos multidisciplinarios para lograr

efectuar el desarrollo del campo de manera optimizada.

La metodología FEL (Front End Loading) constituye el procedimiento más utilizado por

la industria para efectuar la selección de la infraestructura idónea para explotar un

campo petrolero, incluyendo las etapas de planeación, diseño, construcción,

instalación, operación y mantenimiento. A través de la integración de equipos

multidisciplinarios sobre el estudio de yacimientos, perforación de pozos,

aseguramiento de flujo e instalaciones de producción, además de planeación e

ingeniería económica, equipados con las últimas tecnologías de análisis, la

metodología FEL incrementa la definición y disminuye el riesgo del proyecto, lo cual

impacta positivamente los costos totales y el retorno de la inversión.

Utilizando la metodología FEL, la planeación del desarrollo de un campo se lleva a

cabo en tres fases para asegurar un exhaustivo y alternativo análisis del flujo de

capital: Visualización, Conceptualización y Definición. Estas tres etapas tienen como

objetivo primordial la identificación del valor. En la Figura 4.7 se muestran

esquemáticamente las diferentes etapas de la metodología FEL y como a través de

ellas el valor del proyecto cambia como una función de la correcta definición y

ejecución del proyecto (Rodríguez, 2011). En esta misma figura se puede apreciar



como una definición precisa del proyecto durante la etapa de planeación permite

maximizar el valor de la inversión aún cuando la ejecución del proyecto sea pobre. Por

el otro lado, si la definición del proyecto se efectúa con un nivel alto de

incertidumbres, a pesar de una excelente ejecución del proyecto el valor de la

inversión será bajo.

Figura 4.7. Metodología FEL para el desarrollo de campos petroleros.

Fuente: Rodríguez, 2011.

Durante las dos primeras fases, visualización y conceptualización, se analizan todos

los posibles escenarios de la infraestructura con sus asociados esquemas de negocio.

Por ejemplo, los escenarios de explotación del campo pueden estar compuestos por

sistemas submarinos de producción, por sistemas flotantes de producción, aislados o

en conjunto, o la combinación de uno de los anteriores sistemas con plataformas fijas

localizadas en aguas someras, entre otros. El envío de la producción desde las

instalaciones marinas hacia su almacenamiento, procesamiento o venta puede

efectuarse a través de ductos o buques tanque. En la Figura 4.8 se muestra un

escenario de producción compuesto por sistemas submarinos que envían los fluidos

provenientes del yacimiento a una TLP y a un FPSO para la producción de los

hidrocarburos; el aceite es almacenado en el casco del FPSO y exportado a través de

buques tanque; mientras que el gas producido es utilizado para la generación de

energía y/o exportado a través de ductos marinos.



Figura 4.8. Escenario de explotación de un campo petrolero con base en sistemas

submarinos y flotantes. Fuente: http://ilmumigas.blogspot.com

Con base en el análisis de los beneficios y los riesgos de cada escenario de

explotación, se refina el alcance del proyecto logrando con ello a reducir el número de

escenarios de explotación. Los resultados de la etapa de Conceptualización indicarán

la opción de desarrollo más idónea tanto técnica como económica para los objetivos

del proyecto.

Durante la tercera fase de la metodología FEL, denominada como Definición, se

efectúa la Ingeniería de Diseño Básico de la infraestructura ganadora, con la finalidad

de obtener un plan y presupuesto para la ejecución del proyecto. El paquete de

resultados del proyecto al final de la etapa de planeación es presentado al grupo

Directivo de la empresa para efectuar su evaluación y tomar la decisión de aprobar el

desarrollo del campo. Una vez aprobado el desarrollo del campo, se inicia el proyecto

de Ingeniería, Procura, construcción, Instalación y Arranque de las instalaciones.

Se ha vuelto una práctica común de la industria del petróleo que durante la planeación

de los proyectos de inversión de alto impacto se efectúen revisiones parciales por

parte de un grupo de expertos (denominados “pares”), ajenos al proyecto,

pertenecientes o no a la empresa. Estas revisiones de pares proporcionan una

oportunidad para que el equipo de trabajo reciba comentarios que mejoren la

definición y desarrollo del proyecto desde sus etapas tempranas, y así evitar compras

innecesarias o re-ejecución de trabajos.

http://ilmumigas.blogspot.com/



4.5. Criterios de selección de sistemas flotantes

No existe una respuesta simple a la pregunta de cual es el concepto estructural más

adecuado para la explotación de un campo en aguas profundas (Chakrabarti, 2005).

La selección del sistema de producción idóneo constituye frecuentemente un esfuerzo

de varios años de estudios y análisis técnico-económicos, dentro de la metodología

FEL.

Durante el desarrollo de un campo, las decisiones más importantes que afectan la

selección del sistema flotante de producción están relacionadas con el tirante de aguas

donde se localiza el yacimiento, la localización y estructuración de los pozos, la

estrategia adoptada para la perforación, terminación, mantenimiento e intervención de

los pozos, los mecanismos de entrega de las hidrocarburos a la plataforma, el

procesamiento y el envío de la producción a los centros de venta, almacenamiento y/o

refinación. Los principales factores técnicos que afectan la selección y el diseño de los

sistemas flotantes se muestran en la Figura 4.9 (Chakrabarti, 2005). Estos aspectos

serán abordados de manera sucinta a continuación.

Factores de Selección

Características del Yacimiento

•Reservas recuperables

•Formación

•Área

•Inyección de Gas, Agua

Requerimientos Funcionales

Perforación

•Incluye Mantenimiento de PozosProducción

•Aceite Vs. Gas

•Capacidad

•Propiedades del crudo, etc.

Infraestructura Existente/

Exportación

•Ductos

•Almacenamiento y tanqueros

Condiciones de Sitio

Características del Sitio

•Distancia a la Costa

•Tirante de Agua

•Topografía del Fondo Marino

•Propiedades Geotécnicas

Condiciones Ambientales

•Viento

•Oleaje

•Corrientes

•Marea

Normatividad y Otros

Normatividad Vigente

•Prohibición de Sistemas

•Contaminación

•Seguridad

•Reuso

Otros

•Patentes

•Disponibilidad de patios

•Embarcaciones p transporte

e instalación

Sistema Flotante y Componentes

Figura 4.9. Factores para la selección y diseño de sistemas flotantes.

Fuente: Chakrabarty, 2011 (Diagrama traducido al español por el autor).



4.5.1. Características del yacimiento

Basado en los datos sísmicos disponibles y con la elaboración de un modelo del

yacimiento, es posible definir aproximadamente el tamaño, la configuración y las

reservas del prospecto. Las características del yacimiento, incluyendo tanto las

propiedades de los hidrocarburos como del flujo, son confirmadas con la perforación

de pozos exploratorios y delimitadores, y a través del ensaye en laboratorio de

muestras de los hidrocarburos. Los datos obtenidos son utilizados para definir el

número requerido de pozos y su arreglo, para predecir el perfil de producción y los

requerimientos funcionales, como el aseguramiento del flujo, los cuales afectan

directamente a la perforación, la producción y al sistema de exportación de los

hidrocarburos.

Si el yacimiento tiene una proyección horizontal extensa, serán necesarios varios

centros de perforación y los pozos productores estarán dispersos entre sí, por lo que

comúnmente se utilizan sistemas submarinos de producción para colectar/enviar los

fluidos a un mismo sistema flotante. Cuando el yacimiento permite un único centro de

perforación y los pozos productores son perforados en un arreglo tipo cluster

(cercanos entre sí), los árboles de control se pueden colocar en la cubierta de la

misma plataforma flotante, como en el caso de las plataformas fijas. Las plataformas

tipo TLP y Spar son las únicas que pueden alojar en sus cubiertas árboles de control

secos o superficiales, mientras que los árboles de control submarinos o mojados

pueden ser combinados con cualquiera de los cuatro tipos de sistemas flotantes de

producción.

4.5.2. Requerimientos funcionales

Las características del yacimiento y de los hidrocarburos, permiten definir los

requerimientos mínimos para desarrollar el campo. Típicamente, las siguientes

condiciones son establecidas:

a) El alcance del programa de perforación es definido con base en el número de

pozos de producción y de inyección. Actualmente, las plataformas tipo TLP y

Spar son los únicos conceptos que pueden combinar simultáneamente la

perforación/mantenimiento de pozos y la producción de hidrocarburos: por lo

que pueden ser una solución atractiva para reducir los gastos de renta de una

unidad flotante de perforación.

b) Los requerimientos de producción son definidos en términos de la capacidad del

sistema para el procesamiento de los hidrocarburos (aceite y gas), así como

para la inyección de agua y gas. Los sistemas flotantes tipo TLP,

Semisumergible y FPSO tienen gran capacidad de producción, siendo las

plataformas tipo Spar y las mini-TLP las que no han podido superar una

capacidad superior a los 130 Mbd, lo cual puede ser un factor en contra para su

selección como unidad de procesamiento.



c) Las características de la producción, tal como la presencia de hidratos y la

formación de parafinas, afectan directamente los requerimientos de área

disponible en la cubierta y la capacidad de carga de la plataforma, así como al

sistema de exportación. Los FPSO y las plataformas Semisumergible poseen

grandes áreas en sus cubiertas y capacidad de carga, y pueden ser ampliadas

sin afectar considerablemente el diseño de su casco de flotación, risers y

sistemas de anclaje; por el contrario, los tendones de las TLPs y el sistema de

risers en las Spars que deben ser re-diseñados al modificarse las dimensiones o

calado de operación de la unidad flotante.

4.5.3. Condiciones del sitio

Las características del sitio, que incluyen al tirante de agua, las condiciones

ambientales, las propiedades geotécnicas, la topografía del suelo marino, los peligros

geológicos, la presencia de hielo en el agua, y la sismicidad de la región, tienen

influencia directa en la selección y dimensionamiento de los conceptos estructurales y

por consiguiente en la inversión económica necesaria para desarrollar el campo.

Una limitante en el uso de sistemas flotantes es la aplicación de la tecnología

exitosamente en campo. Por lo cual, la industria no ha podido utilizar a las

plataformas tipo TLP en aguas ultra-profundas (tirantes mayores a 1,500 m). Las

plataformas Semisumergibles, las tipo Spar y los FPSOs se utilizan en aguas ultra-

profundas y están calificadas por la industria para su aplicación en tirantes mayores a

3,000 m.

Las condiciones de sitio prevalecientes en el Golfo de México, con la ocurrencia

periódica de tormentas, no han impedido el uso de las plataformas Semisumergibles,

las TLPs y las tipo Spar, en la parte estadounidense, y de un FPSO en aguas someras

de la parte mexicana, incluso un FPSO en aguas profundas del Norte del GdM está por

iniciar su operación en los campos Cascade y Chinook. Por lo cual, se puede afirmar

que las condiciones de sitio imperantes en el Golfo de México son factores que pueden

influir únicamente en la selección de los componentes (cimentación, líneas de amarre,

risers y casco de flotación) y no para el tipo de concepto de sistema flotante.

4.5.4. Normatividad y otros

La normatividad aplicable al sitio de ubicación de los campos, los criterios de diseño de

las instalaciones y la filosofía de operación de la industria, tienen un impacto crítico en

la selección y en el costo de la opción de desarrollo. La filosofía de operación de la

compañía puede ser demasiado conservadora para seleccionar conceptos estructurales

nuevos y su criterio de selección puede estar orientado hacia las tecnologías maduras

con aplicación exitosa en campo. Algunas normatividades pueden restringir totalmente

el uso de algún tipo de sistema de producción, como fue el caso de los FPSO´s en la

parte estadounidense del Golfo de México aprobados a partir del año 2002 por el

entonces Mineral Management Services (MMS). En el año 2007, el MMS (ahora

denominado Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement)

aprobó a Petrobras el plan de desarrollo de los campos Cascade y Chinook con el uso



del primer FPSO en el Golfo de México Norte. En México no se ha identificado

legislación alguna que impida el uso de algún tipo de infraestructura para la

producción de hidrocarburos en el mar, solamente existe la preferencia de la industria

nacional hacia la implementación de tecnologías probadas exitosamente en campo.

Otros factores igualmente importantes para la selección del concepto estructural son

los métodos de construcción e instalación, así como el tiempo de duración de los

proyectos. En la Figura 4.10 se muestra la duración promedio de proyectos de

Ingeniería, Procura, Construcción, Instalación y Arranque (IPCIA) de los diversos tipos

de sistemas flotantes de producción, obtenida de valores reportados por la industria

de los proyectos ejecutados hasta la fecha. En esta figura se puede observar que la

opción de convertir un buque tanque a FPSO presenta los menores tiempos de

ejecución de los proyectos (18 meses).

0 6 12 18 24 30 36 42

TLP

Mini-TLP

SPAR

SEMI

FPSO-Nuevo

FPSO-Convertido

Meses Figura 4.10. Duración media de proyectos IPCIA de sistemas flotantes de producción.

Las condiciones del medio ambiente, la disponibilidad de muelles y embarcaciones

pueden limitar las opciones para transportación e instalación. La disponibilidad de

patios de fabricación adecuados, así como de embarcaciones para el traslado del patio

al sitio de instalación de la plataforma pueden también ser factores críticos para la

selección del tipo de sistema flotante.

La construcción de las plataformas flotantes generalmente se efectúan en dos partes,

en un patio de fabricación se construyen las cubiertas o topsides, y en un astillero de

gran capacidad se construyen o convierten los cascos de flotación. Posteriormente, el

casco y la cubierta se integran en un patio/astillero cercano al sitio de instalación de la

plataforma. Es una práctica común de la industria construir los cascos de flotación en

astilleros asiáticos y los topsides en Estados Unidos o Europa; aunque como se indica

en la Figura 4.11, tanto los astilleros/patios de fabricación en estos tres continentes

tienen experiencia en construir tanto topsides como cascos de flotación. Es importante

mencionar que en un astillero localizado en el Estado de Veracruz se han construido 3

topsides para plataformas tipo Spar. Para construir las embarcaciones requeridas por

la industria petrolera costa afuera, los grandes astilleros asiáticos tienen diques secos

con una capacidad de hasta 1,000,000 de toneladas. Brasil es el único país



latinoamericano con la capacidad de fabricar un sistema flotante de producción en su

totalidad.

Estados Unidos Europa Asia

TopsidesSpar (3)

México

Topsides

Cascos

Topsides

Cascos

Topsides

Cascos

Figura 4.11. Experiencia internacional en la construcción de sistemas flotantes de

producción.

4.6. Perspectivas de proyectos integrales en aguas profundas mexicanas

Para alcanzar las metas de producción de PEMEX en aguas profundas se estima que

deberán efectuarse un total de 8 proyectos de inversión basados en sistemas

flotantes. Considerando que hasta la fecha PEMEX no ha identificado prospectos de

yacimientos gigantes o súper gigantes, se prevé que en cada región de aguas

profundas la explotación del petróleo se efectúe con varios sistemas flotantes de

mediana capacidad de producción. Asumiendo una capacidad de producción de 100

Mbd por plataforma, para alcanzar las producciones anuales indicadas en los perfiles

de la Figura 3.3 se requerirán 2 sistemas flotantes para el Golfo de México B, 3 para el

Golfo de México Sur y 3 para el Área de Perdido. En la Tabla 4.6 se indican las

capacidades de producción de cada unidad flotante y los años de inicio tanto de la

planeación del desarrollo del campo como de la operación de la plataforma.



Año de Inicio Número

de Desarrollos

Producción

(Mbped)

Proyecto Desarrollo del Campo Operación

Planeación IPCIA Por Desarrollo Acumulada

2012 2014 2017 1 100 100 GdM B 2018 2020 2023 1 100 200 GdM B 2013 2015 2018 1 100 300 GdM Sur 2016 2018 2021 1 100 400 GdM Sur 2018 2020 2023 1 110 510 GdM Sur 2013 2015 2018 1 100 610 Área Perdido 2015 2017 2020 1 100 710 Área Perdido 2017 2019 2022 1 74 784 Área Perdido

Total 8 784

Tabla 4.6. Proyectos de inversión basados en sistemas flotantes estimados para

alcanzar las metas de producción de PEMEX en aguas profundas (2017-2025).

Para cumplir con la meta de incorporar 5 Mbd de producción a finales del año 2017, la

planeación del desarrollo del primer campo del proyecto Golfo de México B utilizando

la metodología FEL deberá efectuarse a partir del 2012 (ver Figura 4.12). A partir del

año 2015 se debe iniciar el proyecto IPCIA con una duración de 3 años. La estimación

de la duración del proyecto IPCIA es congruente con la duración media, indicada en la

Figura 4.10, reportada por la industria para este tipo de infraestructura. La misma

duración de 6 años, desde el inicio de la planeación del proyecto hasta la producción

del primer aceite, es considerada para los 8 proyectos de inversión mostrados en la

Tabla 4.6.

20132012 2014 2015 2016 20182017 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

C DProyecto IPC

Planeación del Desarrollo

VI&A Operación

Figura 4.12. Duración estimada para el desarrollo de un proyecto de inversión en

aguas profundas.

La selección del tipo de sistema flotante idóneo para ser utilizado como centro de

proceso en los diversos campos será el resultado de la aplicación de la metodología

FEL. Sin embargo, los FPSOs constituyen una alternativa robusta con amplias

posibilidades para ser seleccionados como el primer sistema de producción en aguas

profundas mexicanas debido a las siguientes consideraciones: los sitios que

actualmente explora PEMEX se encuentran alejados de la costa o de infraestructura

existente; los FPSOs al almacenar el aceite producido en su casco eliminan el tendido

de ductos marinos para el transporte del hidrocarburo; los tiempos de conversión de

un buque tanque a FPSO son bajos (18 meses en promedio); la experiencia de PEMEX

durante la adquisición y operación del FSO TaKuntah y del FPSO Yùum Kákńáab y la

capacidad adquirida por el Instituto Mexicano del Petróleo (Valle, 2009 y Barranco,

2010) en estas tecnologías, contribuirían al buen desarrollo del proyecto de inversión.

No se omite mencionar que Petrobras otorgó a la empresa Bergensen Worldwide el



proyecto de un FPSO para la producción de petróleo en la parte Norte del GdM en un

tirante de agua de 2,600 m, en ambientes similares a los previstos en mares

nacionales, y que esta misma compañía proveyó el FPSO Yùum Kákńáab. Derivado

de lo anterior, es posible que la experiencia de Bergensen Worldwide en el proyecto

Cascade-Chinook y la reciente relación contractual con PEMEX puedan ser

aprovechadas para la instalación de un FPSO en aguas territoriales ultra-profundas.

4.7. Lecciones aprendidas por ocurrencia de accidentes o fallas

Uno de los objetivos de PEMEX en sus actividades de exploración y producción de

hidrocarburos es la reducción/eliminación del número de accidentes y, en el caso de

ocurrir éstos, minimizar sus impactos hacia la vida humana, el medio ambiente, la

sociedad y la infraestructura. Esta misma filosofía de seguridad está siendo

conservada en sus actividades de exploración y deberá ser trasladada a sus futuras

actividades de producción en aguas profundas.

Debido a que una gran cantidad de las tecnologías que se utilizan en la explotación de

campos en aguas profundas serán nuevas para la industria del país, una forma de

adquirir conocimiento para implementar medidas de seguridad es analizar los

accidentes y fallas ocurridos en el pasado. Para aprender a cerca de la naturaleza

intrínseca de los accidentes es necesario estudiar el análisis detallado producto de las

investigaciones de accidentes catastróficos como el de las plataformas Alexander

Kielland en 1980, Ocean Ranger en 1982, Piper Alpha en 1988, P-36 en 2001 y

Typhoon en 2005. En la Figura 4.13 se puede observar a la plataforma

semisumergible P-36 de Petrobras, en Brasil, con escoramiento generado por la

inundación de su casco por una explosión ocurrida en una de sus columnas; y a la

plataforma mini-TLP Typhoon de BHP-Billiton, en Estados Unidos, pantoqueada por la

falla de su sistema de tendones debido al impacto de oleaje extremo durante el

huracán Rita.

Fuentes: P-36 home.versatel.nl Typhoon www.desertsun.co.uk

Figura 4.13. Imágenes del accidente de la plataforma P-36 y de la falla de la mini-TLP

Typhoon.

http://www.desertsun.co.uk/



Las fallas globales de las plataformas generalmente se presentan como una secuencia

de eventos técnicos y físicos, los cuales deben ser interpretados a través de factores

humanos y organizacionales (Moan y Keppel, 2005). Estos factores incluyen posibles

deficiencias en los códigos de diseño, posible desconocimiento de los fenómenos,

errores y omisiones efectuadas durante el proceso de diseño, durante la fabricación o

durante la operación de la plataforma. En la Figura 4.14 se presenta la distribución de

las causas de 71,470 fallas y/o accidentes marítimos registrados por la Guardia

Costera de los Estados Unidos, durante el periodo 1991-2001 (Baker y McCafferty,

2005). En la Figura 4.14 se puede apreciar que la mayor parte de los accidentes o

fallas de infraestructura marina es generada por errores humanos y por deficiencia en

los procesos de ingeniería de la infraestructura.

Falla por

medio ambiente

severo11%

Fallas de la Ingeniería

41%

Accidentes o fallas por errores

humanos46%

Falla en la contención

de materiales

peligrosos2%

Figura 4.14. Causas de falla o accidentes marítimos en Estados Unidos.

Fuentes: Figura elaborada con información en Baker y McCafferty, 2005.

Los daños y fallas más recientes de sistemas flotantes de producción se produjeron en

la parte estadounidense del Golfo de México durante los Huracanes Iván, Katrina y

Rita en 2004 y 2005. Durante el paso de estos meteoros, además de las múltiples

fallas de plataformas marinas fijas, equipos móviles de perforación (MODUs) y ductos

marinos, los sistemas flotantes de producción que sufrieron daños severos e incluso el

colapso incluyen a las 3 plataformas tipo Spar y a las 4 TLPs indicadas en la Tabla 4.7

(Howard, 2005 y Oynes, 2006).

Sistema Flotantes Tipo de Daño Huracán

SPAR Medusa Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación. Iván, 2004 SPAR Devils Tower Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación. Iván, 2004 TLP Ram Powell Daños de la cubierta y del equipo de perforación. Iván, 2004 SPAR Horn Mountain Daños de la cubierta y del equipo de perforación. Iván, 2004 TLP Matterhorn Daños en la cubierta Katrina, 2005 TLP Mars Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación. Katrina, 2005

Mini-TLP Typhoon Destruida Rita, 2005

Tabla 4.7 Daños en sistemas flotantes de producción por el paso de huracanes en el

Golfo de México.



Los acontecimientos más relevantes para la industria costa afuera que fueron

identificados durante los huracanes y por las fallas de la infraestructura son:

Se presentaron estados de mar con periodos de retorno superiores a los de

diseño (100 años),

Las plataformas que presentaron mayores daños fueron aquellas diseñadas con

códigos anteriores a 1988,

Se presentaron fallas del sistema de anclaje de los MODUs,

El impacto del oleaje y del viento sobre las cubiertas ocasionaron daños

severos en las instalaciones, inclusive provocaron la falla total de las

plataformas,

El arrastre de las anclas de los MODU´s dañaron ductos submarinos,

Los deslizamientos de lodo provocaron la falla de ductos,

En sistemas flotantes de producción los daños fueron principalmente en las

instalaciones sobre las cubiertas por el impacto del oleaje, con falla

predominante de los equipos de perforación.

No fueron reportadas pérdidas de vidas ni ocurrieron derrames significativos de

hidrocarburos en el mar.

De esta serie de accidentes y fallas, se pueden establecer las siguientes lecciones

aprendidas que deben tomarse en cuenta durante el desarrollo de los proyectos de

inversión de PEMEX en aguas profundas:

i. Se requieren programas de capacitación continua del personal responsable de

los procesos de ingeniería, operación y mantenimiento de la infraestructura.

ii. Es necesario efectuar el monitoreo y la caracterización de los estados

meteorológicos, oceanográficos y de las propiedades de los suelos marinos

prevalecientes en los sitios de explotación para el diseño de la infraestructura.

iii. Es fundamental el establecimiento o la actualización de normatividad acorde

con los niveles de riesgo aceptables para la industria nacional.



5. RETOS Y OPORTUNIDADES PARA LA INGENIERÍA NAVAL MEXICANA

Dentro de los proyectos integrales de inversión basados en sistemas flotantes, el papel

del ingeniero naval no solamente se vislumbra como ejecutor de actividades de

ingeniería, sino como un actor fundamental tanto en la toma de decisiones para la

selección de los sistemas más idóneos para explotar el campo como en la dirección de

los proyectos IPCIA, en la definición de las filosofías de operación y para la

administración de la integridad de los artefactos navales.

Los especialistas en Ingeniería Naval deben formar parte de los grupos de

especialistas que participen en los proyectos de asimilación tecnológica asociados con

los sistemas flotantes de producción, con la finalidad de crear recursos humanos

altamente calificados y adquirir las herramientas computacionales necesarias para en

una primera instancia apoyar a PEMEX en la adquisición inteligente de las tecnologías

disponibles en el ámbito internacional. Posteriormente, estos grupos deben desarrollar

proyectos para hacer más eficiente el uso de las tecnologías adquiridas y adaptarlas a

las condiciones locales, tanto del medio ambiente oceánico y del suelo marino, como a

las características de los hidrocarburos y de producción; para finalmente a través de la

investigación generar las tecnologías propias.

La ingeniería naval tiene un rol importante en la industria del petróleo también como

proveedor de productos y servicios. La ejecución de los proyectos de inversión en

aguas profundas de PEMEX, además del desarrollo del factor humano y de las

tecnologías, debe estar acompañada de políticas gubernamentales para la generación

y/o fortalecimiento de los sectores industriales en el país necesarios para suplir los

materiales y equipos, construir, transportar, instalar, inspeccionar, dar mantenimiento

y efectuar el retiro de la infraestructura.

Los siguientes retos de la industria internacional y nacional para la explotación de

hidrocarburos en aguas profundas y ultra-profundas deben ser aprovechados por la

ingeniería naval mexicana para convertirlos en oportunidades de desarrollo.

5.1. Retos tecnológicos

Debido a los avances de la industria del petróleo tanto en las actividades de

exploración como de explotación de yacimientos en aguas ultra-profundas, las

empresas operadoras y prestadoras de servicios, en conjunto con Instituciones de

Investigación y de Estudios Superiores, se encuentran efectuando proyectos de

investigación y desarrollo tecnológico para alcanzar sus metas de negocio con

menores inversiones de capital.



Los siguientes retos de la industria internacional asociados a los sistemas flotantes de

producción, son igualmente importantes para la industria mexicana debido a su

planeada incursión en aguas ultra-profundas en el mediano plazo:

Implementación de FPSOs para el procesamiento y almacenamiento de gas

natural.

Implementación de FPSOs para la perforación de pozos en mares con

ambientes severos.

Innovación en el concepto de plataformas Semisumergibles para permitir la

perforación y mantenimiento de pozos en unidades de producción.

Mejoramiento de las tecnologías de tendones para la aplicación de TLPs en

aguas ultra-profundas.

Utilización de materiales no metálicos ligeros y de alta resistencia en líneas de

amarre.

Optimización en la configuración de cascos de flotación y sistemas de anclaje

para aguas ultra-profundas.

Mejoras a los procesos constructivos, de transporte e instalación para optimizar

el uso de materiales y reducir tiempos de ejecución.

5.2. Acciones de la industria mexicana

Para alcanzar las metas de producción de petróleo establecidas para el periodo 2017-

2025, PEMEX en conjunto con las Instituciones de Investigación, las Instituciones de

Educación Superior (IES) y el Sector Industrial beberán efectuar las siguientes

acciones:

i. Establecer y/o consolidar grupos multidisciplinarios para la asimilación y/o

fortalecimiento de capacidades para:

a. La planeación del desarrollo de campos

b. El análisis y diseño de los sistemas de producción

c. Especificar, evaluar y seleccionar propuestas de infraestructura

d. Operación con seguridad y para la administración de la integridad de los

sistemas

e. Administración de los proyectos de inversión, considerando las

interfaces entre los componentes, y

f. La supervisión de trabajos efectuados por compañías externas.

ii. Adquisición de tecnologías de última generación para el trabajo especializado

de los grupos multidisciplinarios.

iii. Evaluación e identificación de tecnologías clave para su adaptación a las

condiciones de los yacimientos, de los hidrocarburos, de producción y de las

condiciones de sitio (ambientales y el suelo marino), prevalecientes en los

ámbitos de explotación nacional.

iv. Generación de normatividad para el diseño, operación y administración de la

integridad de los sistemas flotantes acorde con los niveles de riesgo aceptables

para la industria mexicana.

v. Optimización de sistemas, de procedimientos de construcción e instalación, y

de inspección y mantenimiento, con la finalidad de reducir los costos de

inversión.



Las estrategias de actuación deben fundamentarse en la formación de recursos

humanos altamente calificados, la investigación y desarrollo tecnológico, la

cooperación nacional e internacional, y el desarrollo de proveedores nacionales de

productos y servicios.

5.2.1. Formación de recursos humanos

Actualmente los recursos humanos especializados en tecnologías para aguas

profundas son limitados y los existentes en el país han logrado sus capacidades a

través de estudios de posgrado en Universidades Extranjeras o a través de programas

de asimilación tecnológica llevados a cabo por el Instituto Mexicano del Petróleo

(Valle, 2009) y PEMEX. Estos esfuerzos continúan promoviéndose en ambas

instituciones y se ha fortalecido a través de la implementación del Fondo Sectorial

CONACYT-SENER-Hidrocarburos, no omitiendo el apoyo directo del CONACyT para

estudiantes de las IES del país, como el IPN, la UNAM y la Universidad Veracruzana.

Aún con estas contribuciones, los recursos en formación son escasos tomando como

referencia los requerimientos de la industria nacional en materia de los especialistas,

estimados en varias centenas para lograr las metas de producción en corto y mediano

plazos de PEMEX.

Uno de los aspectos más relevantes para la formación de los recursos humanos que en

el futuro cercano requerirá la industria para atender los proyectos de inversión de

PEMEX en aguas profundas, descritos en la Sección 5.1, se refiere al establecimiento

de estrechas vinculaciones entre la industria del petróleo y las universidades, para

orientar los programas de estudio hacia las áreas académicas con poco o nulo

desarrollo en el país, como lo es el análisis y diseño de estructuras fijas y flotantes

para la explotación de hidrocarburos en el mar. Esfuerzos en este rumbo los está

efectuando la Universidad Veracruzana para orientar el plan de estudios de la Carrera

de Ingeniería Naval hacia estructuras costa afuera e instituir el primer posgrado en el

país sobre el diseño naval de sistemas flotantes de producción.

5.2.2. Desarrollo de proveedores nacionales

El desarrollo y la implantación de las tecnologías para el desarrollo de los proyectos de

inversión en aguas profundas de PEMEX deberán estar complementados por la

generación y/o fortalecimiento de los sectores industriales en el país para proveer

servicios de ingeniería y para suplir los materiales y equipos, construir, transportar,

instalar, inspeccionar y dar mantenimiento a la infraestructura requerida para las

actividades de producción, como son los sistemas submarinos, los ductos, los risers y

los sistemas flotantes de producción. Asimismo, los sectores industriales deberán

establecer infraestructura de investigación para que en conjunto con las Instituciones

de Investigación del país proporcionen soluciones a los requerimientos tecnológicos de

PEMEX.

Un ejemplo palpable y exitoso de programas de desarrollo de proveedores locales lo

ha mostrado Petrobras desde la década de los años 1980’s (Dantas, 1999) y que ha



logrado, entre otras cosas, el establecimiento de astilleros con la capacidad de

construir sistemas flotantes de producción de gran porte en Brasil.

5.2.3. Investigación y desarrollo tecnológico

Las grandes operadoras del mundo han reconocido la importancia de desarrollar sus

tecnologías propias para mantenerse como empresas líderes en la explotación de

campos en aguas profundas. Los resultados de los programas de investigación

financiados por las propias operadoras, por instituciones gubernamentales, por

consorcios industriales, por institutos de investigación y universidades de todo el

mundo, han permitido el avance sorprendente en la aplicación de las tecnologías en

tirantes de agua cercanos a los 3,000 m (Ver Capítulo 4). Las empresas que más

invierten en tecnología son: ExxonMobil, Petrobras y Schlumberger, inclusive para

muchas de ellas la investigación se ha vuelto una fuente de ingresos. Petrobras

obtiene 10 dólares de cada dólar invertido en investigación (Palma, 2008), y espera

invertir entre 800 millones y 900 millones de dólares al año en tecnologías para aguas

ultra-profundas en los próximos cinco años.

En México, el Instituto Mexicano del Petróleo es la única institución que ha establecido

formalmente un programa de investigación sobre tecnologías para la Explotación de

Campos en Aguas Profundas (PECAP). El PECAP tiene como misión el establecer las

capacidades para el desarrollo de tecnología e investigación para generar las

soluciones o las iniciativas para resolver los problemas de PEMEX en la explotación de

hidrocarburos (Valle, 2009). En su primera fase, el IMP ha invertido de 2006 a la fecha

más de 100 millones de pesos en diversos proyectos para la asimilación de las

tecnologías asociadas con la caracterización oceanográfica del Golfo de México, la

perforación de pozos en aguas profundas, sistemas submarinos de producción, ductos

y risers, y sistemas flotantes tipo FPSO, logrando aplicaciones en los proyectos de

PEMEX en curso de planeación o en etapa de ingeniería básica, como es el caso del

proyecto del campo Lakach.

Las metas a mediano plazo del IMP son la identificación de las tecnologías clave que

deben ser adaptadas para su aplicación a las condiciones locales de los ámbitos de

explotación de PEMEX, y establecer las redes de colaboración nacional e internacional

así como la infraestructura de investigación experimental que permita en largo plazo

la validación y generación de tecnologías propias, que permitan a PEMEX lograr sus

metas de producción de hidrocarburos en aguas profundas.

5.2.4. Redes de Cooperación

El desarrollo de nuevas tecnologías es el fruto de trabajos conjuntos entre diversas

entidades: las operadoras, los centros de investigación, las universidades y las

compañías prestadoras de servicios. Este conglomerado de instituciones genera el

conocimiento básico, las herramientas computacionales, los diseños conceptuales, los

prototipos, la validación en laboratorios y en campo de las tecnologías que se

utilizarán para explotar un campo en condiciones inéditas o con menores capitales de

inversión.



La fortaleza tecnológica de Petrobras, una de las empresas petroleras más

importantes del mundo por su actividad en aguas profundas, ha sido construida por

sus alianzas y redes de cooperación. Actualmente, Petrobras tiene convenios de

colaboración con 120 universidades y centros de investigación, lo que contribuye para

que Brasil posea uno de los mayores complejos de investigación del mundo, con

futuros centros de investigación alrededor del CENPES (el Centro de Investigación de

Petrobras) de empresas como Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, General

Electric, FMC Technologies, Usiminas y Tenaris Confab (Rocha, 2011).

Esta experiencia de colaboración internacional no es ajena a las perspectivas de

desarrollo tecnológico del país. La Secretaría de Energía en conjunto con el Consejo

Nacional de Ciencia y Tecnología han incentivado, a través de los fondos SENER-

CONACyT Hidrocarburos, el desarrollo de proyectos multi-institucionales para generar

las tecnologías requeridas por PEMEX. Esfuerzos paralelos se efectúan en PEMEX y en

el IMP para establecer redes de colaboración. Por ejemplo, el IMP cuenta con

convenios de colaboración con Centros de Investigación CONACyT, como el CICESE;

con Institutos de Educación Superior del país, como el Instituto de Ingeniería de la

UNAM, el Instituto Politécnico Nacional y la Universidad Veracruzana; con Institutos de

Investigación Extranjeros, como el Instituto Coreano de Investigación y Desarrollo del

Océano y el Instituto Noruego de Geotecnia; y universidades extranjeras como el

Instituto Federal Suizo de Tecnología, entre otros.



6. CONCLUSIONES

El presente trabajo ha mostrado el estado del arte de los sistemas flotantes de

producción utilizados exitosamente en el mundo para el desarrollo de campos

petroleros en aguas profundas, y que sin duda alguna formarán parte de las opciones

que PEMEX podrá elegir para sus proyectos de inversión en el Golfo de México.

Para lograr las metas de producción de PEMEX en el horizonte 2017-2025, se ha

identificado la necesidad de implementar 8 centros de procesamiento en aguas

profundas y ultra-profundas basados en sistemas flotantes. Con base en las ventajas

técnicas que ofrecen y a la experiencia de la industria nacional en la adquisición y

operación de estos sistemas, los FPSOs constituyen una alternativa robusta para ser

seleccionados como el primer sistema de producción en aguas profundas mexicanas.

La Ingeniería Naval mexicana tiene un papel fundamental en la planeación y ejecución

de los proyectos de inversión de PEMEX en aguas profundas, en la operación y

administración de la integridad de los sistemas flotantes de producción, y en la

integración de los grupos de desarrollo tecnológico y de los sectores industriales para

proveer productos y servicios. El reto de incursionar en aguas profundas ofrece un

polo de desarrollo para los Ingenieros Navales y múltiples disciplinas más.

Los mayores retos de la industria nacional para el desarrollo de los proyectos de

inversión en aguas profundas son constituidos por la formación de recursos humanos

altamente capacitados, el fortalecimiento de programas e infraestructura de

investigación y desarrollo tecnológico, y la implementación de políticas

gubernamentales para la generación de proveedores nacionales de servicios y

productos. Los logros en estas oportunidades de desarrollo permitirán a PEMEX

seleccionar la mejor infraestructura para el desarrollo de los campos petroleros;

paralelamente, establecer el marco normativo para el diseño y operación de los

artefactos navales; después, identificar las tecnologías clave para su adaptación a las

condiciones locales de sus ámbitos de actuación; para finalmente, optimizar las

tecnologías y reducir los costos de inversión.

Los retos impuestos en los años 1970’s a la industria petrolera nacional, al pasar de

producir hidrocarburos en tierra a aguas someras del Golfo de México, fueron

superados por los ingenieros mexicanos, llegando en la actualidad a generar

normatividad propia novedosa para el mundo y proponer innovaciones tecnológicas.

Con certeza, los retos que representan las actividades de producción en aguas

profundas y ultra-profundas serán igualmente convertidos con éxito en oportunidades

de desarrollo para la ingeniería mexicana.



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AGRADECIMIENTOS

Desde el instante en que conocí sobre la misión y los ideales de la Academia de

Ingeniería, el pertenecer a esta noble institución se volvió una de mis aspiraciones.

Cuatro años después, esa aspiración se ha cristalizado y ha depositado una nueva,

necesaria ésta para seguir soñando.

Este momento es el oportuno para agradecer a las personas e instituciones que me

han formado, como persona y como profesionista. Mi mamá, la persona más relevante

en mi formación se ha ido, pero su cariño y enseñanzas perdurarán en mí. Sus

palabras me hacen falta. Lola, Andrés, Rodrigo y Santiago me han complementado,

me han brindado su amor y su comprensión al dejarme invertir parte de nuestro

tiempo en la búsqueda de mis anhelos profesionales. Tal vez me he equivocado, pero

insisto en creer que no del todo. Una vez más, dedico este trabajo al éxito de ustedes.

Agradezco los múltiples apoyos, palabras de aliento y la confianza de mis hermanos.

A lo largo de los años en las aulas de clase siempre he tratado de absorber lo mejor

de cada uno de mis profesores y estoy convencido de que si tengo virtudes, éstas

fueron generadas por ellos. Mis defectos son solamente míos. Muestro mi gratitud por

sus consejos y enseñanzas a la profesora Lucina Calzada de la Torre en educación

básica; al profesor Ing. Salvador Ávila del CECyT Wilfrido Massieu; al profesor M. en

C. Carlos Magdaleno Domínguez de la ESIA-IPN; al profesor, asesor y amigo durante

mi maestría en la DEPFI-UNAM, Dr. Ernesto Heredia Zavoni; y a los profesores,

asesores y amigos durante mi doctorado en la COPPE-UFRJ, Dr. Edison Castro Prates

de Lima y Dr. Luis Volnei Sudati Sagrilo.

Todo mi desarrollo profesional lo he efectuado en el Instituto Mexicano del Petróleo,

20 años de incursionar en temas novedosos para mí; sin duda alguna, las estructuras

costa afuera y aún más las plataformas flotantes son mi vocación. Agradezco

profundamente a tres Ingenieros por su guía, paciencia, enseñanzas e impulso para

lograr mis metas: Oscar Valle Molina, Jorge Silva Ballesteros y Roberto Ortega

Ramírez. Agradezco el apoyo brindado por todos mis amigos de la Dirección de

Investigación y Posgrado y de Ingeniería de Proyecto, en especial a ustedes que al

leer este documento se sienten felices por nuestro logro, nuestro porque saben bien

todo lo que me han aportado. Agradezco a los Doctores Jaime Núñez, Jorge Sánchez y

a los Maestros Alejandro Bahena, José Hernández, Evencio Huesca y Fidel Zamora sus

contribuciones al manuscrito.

Momentos de sentirme útil y de satisfacción al verlos graduados, me han ofrecido mis

alumnos de la UNITEC, del IPN, de la UNAM y de la Universidad Veracruzana (UV).

Ismael Pérez, Adrián López, Gilberto Piña, Julián Fuentes, Mauricio Molina, Ricardo

Romero, Mario Isiordia, Asucena Rodríguez, Lallidua Cruz, Carlos Castelazo y Tonalmitl

González, les agradezco haber creído en mí.

Agradezco a los Ingenieros Gustavo Hernández García, Gabriel Delgado Saldívar y

Oscar Valle Molina su participación como comentaristas al presente trabajo.



Finalmente quiero agradecer al Presidente de la Especialidad de Ingeniería Naval, M.

en C. Evencio Huesca Lagunes, por abrirme la puerta hacia la Academia de Ingeniería

y por ser impulsor para la formación de recursos humanos universitarios en la UV

sobre las tecnologías para la explotación de petróleo y gas en aguas profundas.



CURRICULUM VITAE DEL CANDIDATO

El Doctor Federico Barranco Cicilia nació en Tláhuac D. F. el día 02 de marzo del año

1969, es hijo de Ambrosio Barranco Lozano y Gloria Cicilia Cortez. Es casado con

María Dolores Tamayo Flores y sus hijos llevan por nombres Andrés, Rodrigo y

Santiago.

El Dr. Barranco se tituló en el año 1992 como Ingeniero Civil en la Escuela Superior de

Ingeniería y Arquitectura del IPN. Obtuvo el grado de Maestro en Ingeniería por la

División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM en 1995. En

Junio del año 2004 se doctoró en el Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-graduação e

Pesquisa de Engenharia (COPPE) de la Universidad Federal de Río de Janeiro, con la

tesis “Criterio de Diseño Basado en Confiabilidad para el Sistema de Tendones de una

Plataforma TLP”, dirigida hacia tecnologías para la explotación de hidrocarburos en

aguas profundas.

El Dr. Barranco tiene publicados 20 artículos técnicos tanto en congresos nacionales e

internacionales como en revistas internacionales arbitradas. Desde 1992 ha impartido

diversas clases de Estructuras y Sistemas Flotantes de Producción en la Universidad

Tecnológica de México, en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de

Ingeniería de la UNAM, en el posgrado del Instituto Mexicano del Petróleo y en la

Universidad Veracruzana. El Dr. Barranco es Co-autor del libro “En las entrañas de la

tierra” publicado por la editorial Litoral y el IMP, es revisor de la Revista Applied Ocean

Research de Elsevier e investigador Nivel 1 del Sistema Nacional de Investigadores del

CONACyT.

Desde 1991, el Dr. Barranco colabora en el Instituto Mexicano del Petróleo.

Inicialmente fue especialista de las áreas de ingeniería de plataformas marinas y de

recipientes. A partir de julio de 2004 es investigador del Programa de Investigación

para la Explotación de Campos en Aguas Profundas, teniendo a su cargo el Área

Técnica “Sistemas Flotantes de Producción” y proyectos de Investigación y Desarrollo

Tecnológico.

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Desarrollo de Campos en Aguas Profundas