aguas profundas 01
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"Desarrollo de las Aguas Profundas en México"
M en C. Luis Alejandro Pérez Suárez
Semana de las Geociencias en el IPN 2011
25 Noviembre 2011
Definición de Aguas Profundas Historia de las Aguas Profundas en México
Desarrollo de las Aguas Profundas en México Retos tecnológicos
Conclusiones
Contenido
Definición de Aguas Profundas Historia de las Aguas Profundas en México
Desarrollo de las Aguas Profundas en México Retos tecnológicos
Conclusiones
Contenido
Definición de Aguas Profundas
3. http://www.pemex.com/index.cfm?action=news§ionid=8&catid=11300&contentid=17758#13
El término "Aguas Profundas" se refiere a la Exploración y Explotación en yacimientos de hidrocarburos en regiones ubicadas en tirantes de agua mayores a 500 metros" (distancia entre la superficie y el lecho marino)3. Los equipos de buceo están diseñados para soportar tirantes de agua no mayores a 500 m, por lo que todas operaciones que se realizan en el fondo del mar después de 500 m se efectúan con ROV’s. (Vehículos de Operación Remota). De tirantes de agua superiores a los 1,500 m, se considera aguas ultra-profundas.
Ref. 3
Las Aguas Profundas en México (Golfo de México)
3. http://www.pemex.com/index.cfm?action=news§ionid=8&catid=11300&contentid=17758#13 4. Tesis de maestría, Enhanced Heavy Oil in GoM. M en C. Luis Alejandro Pérez Suárez (Octubre 2009). University of Aberdeen. 5. http://www.rigcnh.gob.mx/
"En una importante región de las aguas territoriales mexicanas en el Golfo de México, conformada por una extensión de alrededor de 575 mil Kilómetros cuadrados en las que se estima existen numerosos campos y enormes recursos potenciales de hidrocarburos".3
Ref. 5
Ref. 4
De acuerdo a los estudios batimétricos, el mayor tirante de Agua Profundo en México esta alrededor de 4,500 m de profundidad.
En las Aguas Profundas del Golfo de México se han definido 3 grandes proyectos: (Perdido, Golfo de México Sur y Golfo de México B) en donde el potencial de producción de hidrocarburos de aguas profundas se encuentra en 9 áreas principales.
Las Aguas Profundas en México (Golfo de México)
Definición de Aguas Profundas Historia de las Aguas Profundas en México Desarrollo de las Aguas Profundas en México
Retos tecnológicos Conclusiones
Contenido
6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf 12. SUBSEA STRUCTURAL ENGINEERING HANDBOOK 2010, Y. Bai and Q. Bai. Elsevier Inc.
Historia de las Aguas Profundas en México
De acuerdo a la SENER (Secretaria de Energía)6 en su 5to. informe del 2010 publicó que el mayor tipo de energía consumido a nivel mundial fue principalmente de Petróleo, seguido de Gas Natural, Carbón, Nuclear e Hidroelectricidad.
Ref. 6 Ref. 12
Consumo mundial de aceite, gas natural, carbón, nuclear y Biomasa
Consumo mundial de energía primaria 1999-2009 (millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)
6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf
Historia de las Aguas Profundas en México
Este informe también publicó las reservas probadas, probables y posibles al 01 de Enero de 2010 de México.
Ref. 6
Las estimaciones reportadas por la SENER posicionan a México con reservas 3P por alrededor de los 43,000 MMBPCE, sin embargo hay recursos prospectivos de hasta 50,000 MMPCE de los cuales corresponden 29,000 MMPCE a aguas profundas (58%)6.
Reservas remanentes en México al primero de enero de 2010 (MMBPCE)
Distribución de los recursos prospectivo de México (MMBPCE)
6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf
Ref. 6 Ref. 6
Historia de las Aguas Profundas en México
Las reservas 3P para ser incorporadas requieren de una estrategia tecnológica a largo plazo que permita hacer uso de los recursos del país7.
Reservas 3P a incorporar en el escenario de planeación, 2010-2025 (MMBPCE)
6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf 7. http://www.pemex.com/files/content/pet_110810.pdf
Ref. 6 Ref. 7
Reservas 3P a incorporar (MMMBPCE)
Historia de las Aguas Profundas en México
Producción de crudo por categoría de proyectos, 2010-2025 (MBPD)
Producción de crudo por proyecto de aguas profundas, 2017-2025 (MBPD)
Las expectativas de producción de hidrocarburos provenientes de aguas profundas son esperadas en el año 20176. La producción máxima esperada es de 800,000 BPD @ año 2025.
6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf
Ref. 6 Ref. 6
Historia de las Aguas Profundas en México
¿Qué es lo que se ha hecho para que esas expectativas se vuelvan realidad? • Se han perforado 14 pozos en aguas profundas • Se han perforado 2 pozos en aguas ultraprofundas • Se están perforando 4 pozos en aguas profundas (Nen-1 (1493 m) GAS, Talipau-1 (945 m) GAS, Puskon -1
(624 m) ACEITE, Hux-1 (1,186 m) ACEITE PESADO. BorgnyDolphin
(449
m)
(384
m)
(421
m)
WorkerYorktown
(458
m)
(479
m)
Voyager
Worker
Worker
Worker
Voyager
(513
m)
(660
m)
(670
m)
(806
m)
(810
m)
(936
m)
(988
m)
(681
m)
MaxSmith
(123
0 m)
Voyager
MaxSmith
(112
1 m)
(851
m)
VoyagerMax
Smith
(102
8 m)
Voyager
(740
m)
MaxSmith
(169
8 m)
Cox
2007Kanche
2005
Chuktah 2012003
Bok-12005
Tamil
2008Nab
2004
Etbakel
2008 Lalail
2007
Chelem
2007Leek
2009 Noxal
2005Lakach
2006Holok
2009Tamha
2008
Labay
2009
Worker
Kabilil
2009
MaxSmith
(119
4 m)
Lakach2DL2010
PetrorigIII
(192
8 m
)
Catamat
2009
Piklis
2010
Voyager
Worker
Chuktah1
1999
Mata Redonda
(372
m)
Tibil
2005
Yorktown
(364
m)
Bolol
2007
Yorktown
(315
m)
Lem
2005
BorgnyDolphin
Kastelan
2005
Max Smith
Baxale
2010
(451
m)
Historia de las Aguas Profundas en México
Lipax Holok Temoa
Han
Nox-Hux
Lakach-1Lalail-1Noxal-1
Tamha-1
Chelem-1
Etbakel-1
Tamil-1
Leek-1
Holok-1Lakach-2DL
Labay-1Piklis-1 Baxalé-1
Chuktah-201
Nab-1
Kabilil-1
Reservas 3P descubiertas
+/- 664 MMBPCE (Sin incorporar a Labay y Piklis)
Estos pozos exploratorios han encontrado gas húmedo (GAS Y CONDENSADOS), así como aceite pesado (10° API).
Historia de las Aguas Profundas en México
Historia de las Aguas Profundas en México
42 55.5
2.5
% Hc’s Descubierto en Aguas profundas
42 58
% Hc’s en México & Aguas Profundas
% Potencial México % Potencial Aguas Profundas
% 3P descubiertas
+ 2 pozos productores de gas (Labay y Piklis) que no se ha concluido su proceso de certificación de reservas + los 4 pozos que se están perforando.
Definición de Aguas Profundas Historia de las Aguas Profundas en México
Desarrollo de las Aguas Profundas en México Retos tecnológicos
Conclusiones
Contenido
Desarrollo de las Aguas Profundas en México
El desarrollo de las aguas profundas requiere de metodologías de desarrollo de proyectos, así como de tecnología de punta, fuertes inversiones económicas y desarrollo de capital humano altamente entrenado.
8. CD’s de FMC technologies
2. http://www.shell.com.mx/home/content/mex/innovation/meeting_demand/getting_more/deep_water/
Las aguas profundas constituyen un ambiente extremadamente difícil2, derivado de los altos costos de los equipos de perforación, terminación e intervención a pozos, la complejidad de la extracción en desarrollos submarinos, el aseguramiento de flujo, los riesgos, y las condiciones climatológicas adversas.
Desarrollo de las Aguas Profundas en México
Desarrollo de las Aguas Profundas en México
La metodología FEL (Front-End Loading) es utilizada para desarrollar los proyectos de Aguas Profundas. Esta metodología permite seleccionar la mejor estrategia de desarrollo con base indicadores económicos, múltiples escenarios y optimización de alternativas identificando el riesgo en etapas tempranas. Además de normar la documentación para el dictamen del proyecto.
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Recurso prospectivo Reserva
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Diseño y Construcción Operación
(+) (-)
Riesgo Geológico e Incertidumbre
Riesgos Operacionales
Exploración Producción
Inversión
• En 2007 se descubrió el campo Lakach, en un tirante de agua de 988 metros y profundidad perforada de 3,813 metros.
• 98 km del Puerto de Veracruz y a 55 km de la instalación más cercana en Lerdo de Tejada.
• T.A. 800 a 1200 m
• Pozo productor de gas natural en
areniscas del Mioceno Inferior.
Intervalo (metros)
Producción (MMpcd)
Diámetro Estrang.
(pg)
PTP (Psia)
3,047 – 3,068 3,080 – 3,095 29.6 5/8’’ 2893
3,173 – 3,193 25 5/8’’ 2475
Variable Yac. Superior Yac. Inf.
Área, km2 27 19
Porosidad, % 20 19
Permeabilidad, mD 25 15
Saturación de agua inicial, % 38 45
Espesor bruto, m 93 38
Espesor neto, m 44 23
Presión inicial, Psia 5248 5390
Temperatura, oC 60 62
3P
2P
1P
2P
Lakach 2DL
Gastos medidos durante el aforo del pozo Vol. Orig. Reserva 2P
1,733
Reserva 3P Reserva 1P
309 673 bcf 1302 bcf
Reserva Original 1P, 2P y 3P (MMMPC)
Primer campo a desarrollar en Aguas Profundas (Lakach)
Desarrollo de las Aguas Profundas en México
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Desarrollo de las Aguas Profundas en México
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
• En el año 2010 se delimitó el campo Lakach, en un tirante de agua de 1194.17 metros y profundidad perforada de 3250 metros.
• Pozo productor de gas natural en areniscas del Mioceno Inferior.
• Se logró la reclasificaron de las reservas 2P las cuales ascendieron de 673 a 866 MMMpc.
Intervalo (metros)
Producción (MMpcd)
Diámetro Estrang.
(pg)
PTP (Psia)
3,073 – 3100 Qg = 28.7
Qo = 302 bpd (44°API)
11/16’’ 2537
Variable Propiedades Yac.
Área, km2 21
Porosidad, % 20-23
Permeabilidad, mD 15-50
Saturación de agua % 30-40
Espesor bruto, m 100
Espesor neto, m 60-70
Presión Yacimiento, Kg/cm2 361
Gastos medidos durante el aforo del pozo
• Delimitación del campo Lakach
Vol. Orig. Reserva 2P
1,128
Fr= 76.8%
Reserva 3P Reserva 1P
451.99
Fr= 60%
866.08 866.08
Reserva Original 1P, 2P y 3P (MMMPC)
Fr= 76.8%
Selección del concepto de desarrollo
Equipo Multidisciplinario
Mejores PrácticasRiesgos e incertidumbre
• Volumen• Productividad• Propiedades roca y fluidos
Identificación de escenarios• Pozos, Instalaciones• Estrategias de desarrollo• Cronogramas,• Capacidades• Costos
Modelos Integrados• Pronósticos• Propagar incertidumbre
Escenario 1
Escenario 2
Escenario N
Escenario 1
Escenario 2
Escenario 2
Escenario X
FASE I
FASE II FASE III
FASE IV
Escenario 1
Escenario 2
Escenario N
Escenario 1Escenario 1
Escenario 2Escenario 2
Escenario 2Escenario 2
Escenario X
Escenario X
FASE I
FASE II FASE III
FASE IV
Resultados• Pronósticos probabilistas• Evaluación de riesgo
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Tiempo (años)
MM
PCD
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
MM
PC
Selección de escenarios
Seguimiento y evaluación
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Opción de Desarrollo con 8 Pozos considerando una Plataforma Semisumergible
8" x 2.4 Km UTA
N
MANIFOLD B
MANIFOLD A
12" x 3.7 Km
12" x 2.3 Km
2DL
L-41
UTA
UTA
UTA
UTA
UMBILICAL P
RINCIP
AL
SDU
SDU
UTA
PLATAFORMA SEMISUMERGIBLE
Riser Inyector de Agua 6"
Gasoducto de 20" x 48 Km
SEMISUMERGIBLE
Gasoducto de 20" x 52 km
Opción de Desarrollo con 8 Pozos considerando una Plataforma TLP
UMBILICAL PRINCIPAL
N
UTA
UTA
UTA
UTA
8" x 3.7 Km
UMBILICAL
8" x 3.0 Km
L-41
2DL
8" x 2.3 Km
PLATAFORMA TLP
Riser Inyector de Agua 6"
TLP
Gasoducto de 20" x
52 km
Opción de Desarrollo con 8 Pozos considerando una Plataforma SPAR
UMBILICAL P
RINCIPAL
N
UTA
UTA
UTA
UTA
8" x 3.7 Km
UMBILICAL
8" x 3.0 Km
L-41
2DL
8" x 2.3 Km
PLATAFORMA SPAR
Riser Inyector de Agua 6"
PLEM
SPAR
Opción de Desarrollo con 8 Pozos considerando una Plataforma Fija
8" x 2.4 Km UTA
N
MANIFOLD B
MANIFOLD A
14" x 3.7 Km
14" x 2.3 Km
2DL
L-41
UTA
UTA
UTA
UTA
UMBILICAL PRINCIPAL
SDU
SDU
UTA
PLATAFORMA FIJA(t = 180 m)
Gasoducto de 14" x
20 Km
Gasoducto de 20" x 40 Km
PLATAFORMA FIJA INTERMEDIA
UMBILICAL PRINCIPAL
ESTACIÓN NO.5 LERDO DE TEJADA
MANIFOLD B
MANIFOLD ASDU
SDU
UTA
UTA
GASODUCTOS 18" X 49 Km
8" X 2.4 Km
UTA
18" X 3.7 Km
18" X 2.3 Km
TIE BACK A TIERRA
Selección del concepto de desarrollo
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Selección del concepto de desarrollo
Registros geofísicos Ventana Operativa Pozos Tipo
SísmicaLakach-1
Loc. Lakach-DL2
1km
NW NESE SW
Lakach DL-12735 m
T.A. 836 mLakach - 2DL
5675 mT.A. 1200 m
P.T. 3813 m
P.P.=3350m
PP II
PP III3000m
3090m
3150m3200m
P.P.=3300 m
T.A. 998 mLakach - 41
Eventos Lakach-1
Rayos Gamma Tiempo de Tránsito
Densidad total de la roca Resistividad
Pozos desviados por riesgos somerosELEV: 25m
Kickoff Inclinacionx y x y MD TVD MD Max (Deg)
LAKACH_2 262,727.00 2,105,190.00 262,327.45 2,105,190.00 3291 3232 1800 17.68 1010LAKACH_21 262,737.00 2,103,981.00 262,434.47 2,103,978.78 3298 3258 2020 15.61 944LAKACH_41 262,614.00 2,102,444.00 262,573.48 2,102,657.24 3285 3266 1919 10.32 856
Pozos VerticalesELEV: 25m
Kickoff Inclinacionx y x y MD TVD MD Max (Deg)
LAKACH_114 260,881.90 2,111,245.80 260,881.90 2,111,245.80 3245 3245 - - 1230LAKACH_2DL* 261008.04* 2110152.98* 261008.04* 2110152.98* 3325 3325 - - 1194.17*LAKACH_52 261,560.00 2,108,470.00 261,560.00 2,108,470.00 3250 3250 - - 1146LAKACH_32 261,901.00 2,107,429.00 261,901.00 2,107,429.00 3168 3168 - - 1100LAKACH_94 261,104.50 2,109,251.90 261,104.50 2,109,251.90 3259 3259 - - 1172LAKACH_134 260,754.40 2,112,388.70 260,754.40 2,112,388.70 3290 3290 - - 1268LAKACH_11 262,250.00 2,106,363.00 262,250.00 2,106,363.00 3229 3229 - - 1054
Trayectorias
Trayectorias
Coordenadas Superficie Objetivo Final Profundidad FinalPozo
Pozo Coordenadas Superficie Objetivo Final Profundidad Final
Tirante de Agua
Tirante de Agua
945 mV
1400 mV
TR 30”
TR 20”
TR 16” 1900 mV
TR 13 3/8” 2550 mV
3300 mV
BL 9 5/8” 2450 mV
Liner 9 5/8”
Yac 2
Yac 1
3210-3216 mv
3236- 3246 mv3200 mV
Lecho marino
945 mV
1400 mV
TR 30”
TR 20”
TR 13 3/8” 1900 mV
TR 9 5/8” 2550 mV
AD 6 ½” x 8 ½”
PT +- 3580 mdCedazo 7”
Yac 2
945
1400 mV
TR 30”
TR 20”
TR 13 3/8” 1900 mV
TR 9 5/8”
2550 mV
7 5/8”
3080 mV
3095 mV
Riesgo Somero
YACIMIENTO 2
YACIMIENTO 1
TR 13-3/8”
LNR 9-5/8”
CEDAZO EXPANSIBLE
CementoDisparosCedazo Expansible
Empacador expansible
Empacador
TR 13-3/8”
LNR 9-5/8”
CEDAZO EXPANSIBLE CON FRACK PACK
FRACK PACK
YACIMIENTO 2
TR 9-5/8”
CEDAZO EXPANSIBLE EN AGUJERO ABIERTO
TERMINACIÓN INTELIGENTE
CEDAZO EXPANSIBLE CON
FRACK PACK
CEDAZO EXPANSIBLE EN
AGUJERO ABIERTOCEDAZO
EXPANSIBLE
TERMINACIÓN SUPERIOR TERMINACIÓN INFERIOR
PLAN DIRECCIONAL
TR 7 5/8”
TR 9 5/8”
BL 7 5/8”
Agujero Ampliado
8 ½” Diseño pozos
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Ruta-2
Campo Lakach
Ruta-2
Campo Lakach
Concepto de desarrollo seleccionado del Proyecto Lakach
Tipo de objetoUnidad
de medida
Total
DuctosJumper – bajante 18" Número 1Jumper – bajante 6" Número 8Umbilical Número 1FP - Terminación de línea submarina PLETS-SLEDS Número 12Gasoductos Pulgadas 18
Kms 60Número 2
Instalaciones de ProducciónUTA - terminación de umbilical Número 3Unidad submarina de distribución Número 2Sistema de control submarino superficial Número 1Estación de acondicionamiento de gas Lakach (Capacidad) MMPCD 400AP - Árbol horizontal Número 8
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
8. CD’s de FMC technologies
Definición de Aguas Profundas Historia de las Aguas Profundas en México
Desarrollo de las Aguas Profundas en México Retos tecnológicos
Conclusiones
Contenido
La geomecánica es la actual herramienta de diseño de pozos.
Geomecánica en 3D y tiempo real
Retos Tecnológicos
Geomecánica en 3D
Vertical
Devi 34o
Azi 289oDevi 34o
Azi 25o
Ventana operativa
• Sensibilización de ventanas operativas a diferentes ángulos del pozo y a diferentes azimuts.
• Base para los estudios de arenamiento, compactación y subsidencia.
• Soporte para la terminación.
• El reto es predecir las ventanas operacionales que se asemejen a la realidad.
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Retos Tecnológicos
Efectividad Operativa Perf’n.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
Prof
undi
dad
[m]
Tiempo [días]
Tabscoob-1 Noxal-1 Lakach-1Lalail-1 Cox-1 Chelem-1Tamil-1 Tamha-1 Etbakel-1Catamat-1 Leek-1 Holok-1Kabilil-1 Labay-1 Lakach-2 DLBaxale 1 Piklis 1
• Disminuyó los tiempos de perforación. (De 150 días (2003) a 60 días (2010).
• Disminuir los NPT’s. (nivel mundial 30% y en México es 20%). • Estos valores son prometedores, sin embargo se requieren
más innovaciones operativas que logren bajar los tiempos de perforación y NPT’s.
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
• Jeteo TR superficial • Drill Ahead
• Pump & Dump • No drilling surprises
• Geomecánica en tiempo real • Fluidos reologías planas • Cementaciones ligeras
Retos Tecnológicos
Terminación (definitiva) de pozos de desarrollo Inteligentes
LowerCompletion
UpperCompletion
SubseaCompletion
Rig Completion & TestingPlataforma DP o anclas para perforación y Terminación de pozos (Grúa concapacidad mayor a 40 Ton, Moon Pool para correr el Árbol Submarino,Capacidad de alojamiento, Espacio en cubierta (Testing), IWOCS, LandingString, etc.
Sistema submarino de cabezal y Árbol Submarino, SCM (Subsea ControlModule), HFL, EFL, Estrangulador, Detector de arena, Medidor de gas, ROV,Pruebas Submarinas del SST, instalación de Bola Colgadora, LandingString, Instalación de arneses para operar equipo Periférico, Requerimientosoperativos.
Diseño de Aparejo de Producción, Válvula de Tormenta, Niples de Inyecciónde químicos, empacador permanente, etc. Se pretende terminar el pozo conaparejo de producción de 5 ½” hasta la bola colgadora, donde se conecta conel árbol submarino.
Control de arena, cedazos, fracturamiento, etc. Para el Pozo LAKACH 2DL,se tiene programado la tubería de revestimiento de 9 5/8” con objeto de quese instalen cedazos, arenamiento para fluir dos intervalos productores
1
2
3
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Terminación sencilla
Terminación doble
Retos: • Primera terminación de desarrollo en aguas profundas • Efectivo sistema de control de arena. (Fracpack, etc.) • Asegurar la funcionalidad de los componentes desde la planta
(válvula de tormenta, mandriles de inyección de Químicos. (incrustaciones, hidratos)
• Válvulas ICV (Producción selectiva de yacimientos)
Junta de bola
Movimiento lateral (surge or Sway)Movimiento vertical (Heave)
Grado de inclinación (Pitch or Roll)
Desplazamiento
Conjunto de Preventores (BOP’s)
Riser Marino de Perforación
Junta Flexible
Onda de las olas
Corrientesubmarina
Momento de flexión Junta Flexible (JF)
Momento de flexión Cabezal
Vibraciones inducidas de vórtice.
Tensión
Momento de flexión
Profundidad
Conductor
JFBOP
Cabezal
Conductor
Hidratos en lecho marino
Reacción suelo marino.
Retos Tecnológicos
Diseño de los sistemas Submarinos con base en las condiciones ambientales y condiciones de operación. • Diseño confiables de componentes críticos (Riser de perforación y producción, Cabezal, Conector H4). • Determinar las condiciones (tiempo y forma) de desconexión de emergencia. • Durante la producción que soporte las condiciones de fatiga por movimiento del cabezal (B. Moment)
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Retos Tecnológicos
Diseño de sistemas Submarinos de acuerdo a las necesidades de los proyectos.
• Estrategias de selección de desarrollos submarinos. • Tipos de componentes (árboles submarinos, Manifolds, PLETS, UTA, Umbilicales, Ductos flexibles,
FPSO, SPAR’s, TLP´s).
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
8. CD’s de FMC technologies
Retos Tecnológicos
Sistemas de control de desarrollos submarinos
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
• Sistemas electro-hidráulicos, fibra óptica confiables y operables en condiciones remotas. • Control de la producción y respuesta rápida a control del flujo. • Proveer al fondo de pozo funciones hidráulicas y eléctricas (monitoreo de P y T, inyección de químicos de inhibidores de incrustaciones e hidratos, control de válvula de tormenta y de selección de intervalo.
8. CD’s de FMC technologies 9. http://www.akersolutions.com/Documents/Subsea/Brochures/Umbilical%20broshure_low%20res.pdf
Retos Tecnológicos
Instalación efectiva de sistemas submarinos
Ductos
• Equipos pesados (80 a 150 ton) • Logística de equipos compleja • Corrientes marinas • Interacción del suelo marino • Ruta del ducto • Infraestructura existente • SIMOP’s (Operaciones simultaneas)
Árbol submarino, Manifolds,
Plataformas
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
8. CD’s de FMC technologies
Retos Tecnológicos
Condiciones Metoceánicos Adversas en Aguas Profundas
• Asegurar la producción de hidrocarburos con base en diseños robustos que soporten las condiciones ambientales, durante su etapa de construcción y posteriormente en etapa de explotación.
• Se logra asegurar con monitoreo continuo e histórico, generación de modelos matemáticos, PRE huracanes, entre otros.
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Retos Tecnológicos (Continuación)
Aseguramiento de Flujo en Aguas Profundas
Reto: • Predicción de formación de hidratos. • Selección de Inhibidores (LDHI), etc. • Control de formación hidratos. • Remediación de formación de hidratos
Ceras
Asfáltenos
Hidratos
Formación de Hidratos
Agua
Presión
Temperatura
Sitio de Formación
Gas - CH4, CO2, C2H6, H2S, etc.
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
10. http://www.windows2universe.org/earth/Water/temp.html&lang=sp 4. Tesis de maestría, Enhanced Heavy Oil Recovery in GoM. M en C. Luis Alejandro Pérez Suárez (Octubre 2009). University of Aberdeen.
Ref. 10
Ref. 4 Ref. 4
Referencia: SPE 106389
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Retos Tecnológicos
Intervenciones
• Diseñar pozos e infraestructura para no intervenciones. • Estimar la frecuencia de intervenciones (Análisis FMECA, RAM). • Estimar el tipo de intervenciones (Ligera, Mediana y Pesada). • Estimar el tiempo y costo. • Estimar el plan de refacciones. • Determinar la logística de las operaciones.
Tipo de Intervenciones ligeras
Línea de acero.Punto de referencia del trabajo (9 días/pozo). 150 mil a 200 mil USD por día. Operaciones de registros. Registro de producción. Perforaciones ligeras. Zonas de aislamiento. Colocar o remover tapones.
Tipo de Intervenciones medianas
Tubería flexible, línea de acero. 150 mil a 300 mil USD por día. Operaciones ligeras (más): Intervenciones a la línea de flujo. Pre-arranque del pozo Abandono del pozo. Cambio en bombeo de fondo. Acidificación o fractura. Limpieza de arena e incrustaciones. Control de agua (taponar, perforar, remover). Remover válvulas de fondo, remplazar, cambiar. Reparación de fugasen TR.
Tipos de Intervenciones pesadas
Operaciones mayores. Punto de referencia del trabajo (15 días/pozo). 360 mil a 840 mil USD por día. Operaciones medianas (más): Moler incrustaciones. Cambiar/ reparar aparejos de producción.Re-perforar o desviar el pozo. Cambiar el árbol
Intervención Pesada
Intervención Mediana
Intervención Ligera
Riesgos de Yacimientos
Riesgos de Pozos
Riesgos de Ductos y Plantas de Proceso
Riesgos Administrativos
Riesgos Ambientales
Retos Tecnológicos
Análisis de Riesgo
Retos: • Evitar desastres ambientales, pérdidas económicas, muerte de
trabajadores, sociedad y reputación. • Influenciar los diseños para eliminar, reducir o controlar los riesgos
de tal manera que se maximice la disponibilidad de las instalaciones y pozos.
• Tomar decisiones técnicas y administrativas basadas en riesgo. • Diseño de planes de contingencia basado en el peor escenario
(estar preparado en caso de una contingencia).
Evaluación del Potencial
Petrolero
Incorporación de reservas
Delimitación de
YacimientosPre-FEL FEL
Diseño, Construcción e Instalación
Producción (Mantto.) Abandono
Cuenca-Play Prospecto Yacimiento Oportunidades V,C,D Pozos e Infra Ingresos Cerrar el campo
Exploración Producción
Funciones críticas adicionales por desarrollar en aguas profundas • Administración de proyectos en aguas profundas. • Arranque y operación de campos en aguas profundas. • Tecnologías de explotación de campos de aceite pesado en aguas profundas. • Ingeniería de Materiales. • Ingeniería de Corrosión. • Ingeniería de sistemas de tecnología de la información (desarrollo de software). • Ingeniería Submarina. (no hay carrera en México). • Ingeniería Mecánica. • Ingeniería Eléctrica. • Ingeniería Mecatronica. • Ingeniería de Automatización y Control. • Ingeniería Ambiental y Metoceánica.
Retos Tecnológicos
Conclusiones
1. Se han perforado 20 pozos en aguas profundas y ultra-profundas (500 a > 1500 m T.A.). 2. Adicionalmente se han perforado 9 pozos en aguas semi-profundas (300 a 500 m T.A.) que
pueden ser desarrollados con tecnología de aguas profundas por sus beneficios. 3. Con base en las terminaciones efectuadas, se ha logrado descubrir una reserva 3P que cubre un
2.5% de un 58% potencial. Por lo que hay mucho trabajo para las nuevas generaciones. 4. El primer desarrollo submarino en aguas profundas se está desarrollando con la metodología FEL
y se espera inicie su primer producción de gas a finales del 2014 (inicios del 2015) alcanzando una producción diaria de 400 MMSCF.
5. Las aguas profundas en México han tenido un crecimiento gradual a corto plazo, sin embargo, para obtener un crecimiento exponencial a largo plazo se requiere más de: "diseñar-crear" en vez de: "seleccionar". Este esfuerzo tiene que venir acompañado de laboratorios, talleres, institutos de investigación, convenios con Universidades Públicas y privadas así como compañías de servicio y otras operadoras.
6. Los retos tecnológicos en aguas profundas son altos (Disminuir NPT, terminar pozos, geomecánica, aseguramiento de flujo, Análisis de riesgos, intervenciones, condiciones metoceánicas, Diseño e Instalación de sistemas submarinos, Sistemas de control submarino, Umbilicales).
7. Los factores de éxito de un proyecto de aguas profundas recaen en la forma de administrar el proyecto (metodología), tecnología aplicada (diseño de componentes), desempeño operativo (personal) y el costo-beneficio generado.
8. El tema de las aguas profundas requiere de mucha capacitación, por lo que se recomienda ser estudiante autónomo y no desaprovechar la oportunidad de asistir a cursos, diplomados, maestrías, doctorados, estancias profesionales en el extranjero y sobre todo "sus clases".
1. http://www.windows2universe.org/earth/Water/deep_ocean.html&lang=sp (Día de acceso: 11-11-2011). 2. http://www.shell.com.mx/home/content/mex/innovation/meeting_demand/getting_more/deep_water/ (Día de acceso: 25-
10-2011). 3. http://www.pemex.com/index.cfm?action=news§ionid=8&catid=11300&contentid=17758#13 (Día de acceso: 11-11-
2011). 4. Tesis de maestría, Enhanced Heavy Oil Recovery in GoM. M en C. Luis Alejandro Pérez Suárez (Octubre 2009).
University of Aberdeen. 5. http://www.rigcnh.gob.mx/ 6. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/perspectiva_crudo_2010_2025.pdf 7. http://www.pemex.com/files/content/pet_110810.pdf 8. CD’s de FMC technologies de día del ingeniero 2011. 9. http://www.akersolutions.com/Documents/Subsea/Brochures/Umbilical%20broshure_low%20res.pdf (Día de acceso: 21-
11-2011). 10.http://www.windows2universe.org/earth/Water/temp.html&lang=sp 11.SPE 106389. 12. SUBSEA STRUCTURAL ENGINEERING HANDBOOK 2010, Y. Bai and Q. Bai. Elsevier Inc.
Referencias:
Preguntas: ¿?
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