planificación del pozo malvinas octubre 2010 jorge barrón, gerente de perforación offshore

Planificación del pozo Malvinas

Octubre 2010Jorge Barrón, Gerente de Perforación Offshore

2

AGENDA

• Antecedentes

• Desafíos

• Well Planning

• Logística

• Stena Drillmax

• Planes de Contingencia y Aseguramiento

Perforación Offshore en el Mar Argentino

Antecedentes

Desafíos

Well Planning

Logística

Stena Drillmax

Planes de Contingencia y Aseguramiento


4

• En el 1er. Trimestre de 2011 YPF llevará adelante una campaña de exploración en la cuenca Malvinas.

• Se perforará un pozo exploratorio de 2000 m en el bloque CAA-40 con una profundidad de agua de 500m (exploración Wildcat)

• Compromiso con el estado Abril 2011• Socios PanAmerican Energy y Petrobras

Perforación Offshore en el Mar Argentino Antecedentes

5

Perforación Offshore en el Mar Argentino Antecedentes

Bahía BlancaDeep-Draft Port

900 nm

Comodoro RivadaviaLogistics Base

Airport514 nm – 2d 5hr

Puerto DeseadoRefueling Station381 nm – 1d 9hr

Punta QuillaContingency Port307 nm – 1d 7hr

Punta LoyolaContingency Port270 nm – 1d 3hr

Rio GrandeAerial Base

185 nm – 1hr 22m

Puerto MadrynDeep-Draft Port

784 nm

Puerto Madryn

Pto.Argentino

Antecedentes

Desafíos

Well Planning

Logística

Stena Drillmax



7

• El margen continental argentino es de 3.000.000km2

• Históricamente se han perforado alrededor de 173 pozos exploratorios offshore:

1969 - 1979: 23% 1980 - 1989: 48%1990 - 1999: 26% 2000 - 2010: 1%

• El 60% de estos pozos fueron perforadossolo en la cuenca Austral.

• Tomando en cuenta la gran extensión delmargen continental marítimo, se ve una baja

exploración offshore.

Perforación Offshore en el Mar ArgentinoDesafíos

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• Falta de contratistas locales con experiencia Offshore

• Costos de movilización / desmovilización de barcos de apoyo, materiales,

herramientas.

• Falta de recursos humanos locales con experiencia offshore

• Consideraciones logísticas: inexistencia de barcos de apoyo de bandera

Argentina.

• Consideraciones geológicas: regiones geológicas inexploradas, incertidumbre.

• Consideraciones medioambientales: fuerte sensibilidad ambiental en mares del

Sur.

• Falta de entes de control centralizados: permisos municipales, provinciales, y

nacionales.


9


Disponibilidad de Equipos para operaciones offshore (año 2009)

Fuente: RigZone (Año 2009)

Antecedentes

Desafíos

Well Planning

Logística

Stena Drillmax



Perforación Offshore en el Mar ArgentinoWell Planning-GIP Gestion Integrada de Proyectos

Id Nombre de tarea

75 VISUALIZATION

1 SITE SURVEY

160 CONCEPTUALIZATION

272 DEFINITION PHASE

316 Drilling Technical Programmes

328 Hole Section Instructions

330 Workshop with contractors drilling

346 Finance and Costs. Drilling

342 DWOP Meeting

399 HSE Plan (Updated)

404 HAZID Detailed (Updated)

424 Logistics Plan (Detailed)

276 Well Drilling Design Technical Review (TR3)

444 WT Technical Programmes

464 Finance and Costs. WT

460 CWOP

277 Well Testing Design Technical Review (TR3 WT)

473 EXECUTION

490 Delivery Stena in Brasil

492 Rig Mobilization from Brazil

493 Rig arrival to CRV

512 Spud Well

511 Dry hole

536 Rig Demov to GOM

VISUALIZATION VISUALIZATION

SITE SURVEY

CONCEPTUALIZATION

DEFINITION PHASE

Drilling Technical Programmes

Hole Section Instructions

Workshop with contractors drilling

Finance and Costs. Drilling

DWOP Meeting 24 ene

HSE Plan (Updated)

HAZID Detailed (Updated)

Logistics Plan (Detailed)

Well Drilling Design Technical Review (TR3) 16 feb

WT Technical Programmes

Finance and Costs. WT

CWOP 27 ene

Well Testing Design Technical Review (TR3 WT) 24 feb

EXECUTION

Delivery Stena in Brasil

Rig Mobilization from Brazil

Rig arrival to CRV

Spud Well

Dry hole

Rig Demov to GOM

O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M Jtri 4 2009 tri 1 2010 tri 2 2010 tri 3 2010 tri 4 2010 tri 1 2011 tri 2 2011

Perforación Offshore en el Mar ArgentinoWell Planning

Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning- Riesgos Identificados

Cuestiones

Ambientales

Medioambiente

Riesgos

Someros

Incertidumbre

Geológica

Interfase

entre

Cías de

Servicio

Logísticas

RIESGOS

PRINCIPALES

Tiempos De Espera

Derrames

Formación de Hidratos

Influjos Someros (Gas-Agua)

Pega Diferencial

Bajo Gradiente

de Fractura

ArcillasReactivas

ZonasSobre

presionadas

Fallas

Principales Riesgos Asociados Well Planning- Secciones Riserless

ABILITY TO MANAGE LOWHIGH

RIS

K

(Im

pa

ct

x P

rob

ab

ilit

y

LOW

HIGH

Shallow

water flow

Shallow gas

flow

Inadequate

wellbore

cleaning

Angle

build up

Insufficient

PAD mud

on rig

Downtime due

to WOW

ROV

Failure

Rig Equipment

Failure

Sección 17 ½” – Antes de la Mitigación

Principales Riesgos Asociados

ABILITY TO MANAGE LOWHIGH

RIS

K

(Im

pa

ct

x P

rob

ab

ilit

y

LOW

HIGH

Shallow

water flow

Shallow gas

flow

Inadequate

wellbore

cleaning

Angle

build up

Insufficient

PAD mud

on rig

Downtime due

to WOW

ROV

Failure

Rig Equipment

Failure

Sección 17 ½” – Luego de la Mitigación

560 m

700 m

1000 m

1400 m

2000 m

560 m

700 m

1000 m

1400 m

2000 m

560 m

700 m

1000 m

1400 m

2000 m

OPTION 1 OPTION 2 OPTION 3

36" (26" x 42")

20" (26")

16"

(17 1/2" x 20")

13 3/8 ”(14 3/4" x 17 1/2")

7 ”(8 1/2 ”)

Conductor I

Surface

Drilling Liner

Production / Intermediate

Production (casing or liner )

20" (26")

13 3/8 ” (17 1/2 ”)

Conductor I

Surface I

Surface II

11 3/4"(12 1/4" x 14 3/4")

7 ” (8 1/2 ”)

Drilling Liner

9 5/8" flush

(10 5/8")

Production (Contingency)

Production (casing or liner)

13 3/8 ” (17 1/2 ”)

Conductor I

Surface I

Surface II

9 5/8 ”

7 ” (8 1/2 ”)

Production


9 5/8 ” (12 1/4")

Production (Contingency)

BO

P

BO

P

BO

P

560 m

700 m

1000 m

1400 m

2000 m

OPTION 4

20 ”(26")

13 3/8" (17 1/2")

Conductor I

Surface I

Surface II

9 5/8" (8 1/2" x 12 1/4")

7 ” (8 1/2 ”)

Production


BO

P

(8 1/2" x 12 1/4")

(26" x 42")36" 36" (26" x 42")

20" (26")

(26" x 42")36"

Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning- Esquema Mecánico

13 3/8” Surface Casing (1032 m)13 3/8” Surface Casing (1032 m)

9 5/8” Production Casing (1432 m)9 5/8” Production Casing (1432 m)

7” Production Liner (2032 m)7” Production Liner (2032 m)

36” Conductor Casing (582 m)36” Conductor Casing (582 m)

Mud Line (522 m)Mud Line (522 m)

Asegurar suficiente Resistencia de Formación e integridad de cemento para impedir migración de gas a superficie.

Asegurar suficiente Resistencia de Formación e integridad de cemento para impedir migración de gas a superficie.

Objetivo Primario: Adquisición de datos. Objetivo Primario: Adquisición de datos.

Correr y fijar liner para el ensayo.Correr y fijar liner para el ensayo.

Perforación Offshore en el Mar ArgentinoWell Planning- Secciones Riserless

Secciones Riserless : Método Pump and Dump

17 ½”17 ½”

8 ½” Hueco Piloto

8 ½” Hueco Piloto

42”42”

36” Csg36” Csg

560 m560 m

1000 m1000 m

Mix-on-the-fly technologyMix-on-the-fly technology

16 ppg + EMW16 ppg + EMW

Objetivos: Sección ensanchada 42”• Perforar, y cementar los sedimentos no consolidados de superficie.

Objetivos: Sección Ensanchada 17 ½”• Perforar y cementar las formaciones del bajo Pleistoceno y Plioceno• Perforar eficientemente a través de las capas de gas somero.• Suficiente competencia de zapato (LOT) • Optimizar la utilización de fluidos.

Objetivos: Hueco Piloto 8 ½” • Determinar Presencia de gas somero en el área hasta los 1000 m• En caso de una arremetida de gas, el control dinámico tiene mas chances de éxito que en un

pozo de gran diámetro

Antecedentes

Desafíos

Well Planning

Logística

Stena Drillmax



Movilización y Alistamientos

RIG READINESS

Country Entrance Permits, Materials Uploading &

Crew Change

Duration: 8 days

Bahía Blanca

Puerto Madryn

1st STAGE MOB

Brazil - Argentina

Distance: 1700 nmDuration: 15 days

CdroRivadavia

2nd STAGE MOB

CRV - MLV

Distance: 530 nm Duration: 2 days

Bahía BlancaDeep-Draft Port

900 nm

Comodoro RivadaviaLogistics Base

Airport514 nm – 2d 5hr

Puerto DeseadoRefueling Station381 nm – 1d 9hr

Punta QuillaContingency Port307 nm – 1d 7hr

Punta LoyolaContingency Port270 nm – 1d 3hr

Rio GrandeAerial Base

185 nm – 1hr 22m

Puerto MadrynDeep-Draft Port

784 nm

Puerto Madryn

Pto.Argentino

Bases Logísticas Onshore

Bases Logísticas Onshore

Pto Comodoro Rivadavia(Prov. Chubut)

Maniobra de amarre Sin inconvenientes

Permanencia en muelle Sin restricciones

Instalaciones existentesSi, construidas y acondicionadas para

Aurora

Experiencia operativa del puerto Si, reciente

Actividad petrolera regionalSi, presencia de bases de suministro de

empresas de servicio

Relación con las AutoridadesSi, fluida, agilidad en los procesos

administrativos y operativos

Actividad Sindical Existente

Experiencia operativa de PNA Si, reciente

Base Logística Comodoro Rivadavia, Chubut

Base Suministro de Combustible

Puerto Deseado(Prov. Santa Cruz)

Pto Punta Quilla(Prov. Santa Cruz)

Pto Comodoro Rivadavia(Prov. Chubut)

Maniobra de amarre Sin inconvenientesEspera horario de marea

(12hs)Sin inconvenientes

Permanencia en muelle Sin inconvenientesCondicionado a las

corrientes de mareas (7 nds)

Sin inconvenientes

Propietario Si No Si

Método de provisión Manifold de la TerminalCamión, desde

Comodoro Rivadavia (750 km)

Camión, desde km3 (9 km)

Bases Aéreas

AeropuertoHermes Quijada

(Río Grande, TdF)

AeropuertoIslas Malvinas(Ushuaia, TdF)

AeropuertoNorberto Fernandez(Río Gallegos, Santa

Cruz)

Distancia a locación185 MN

(1 hr 22min)215 MN 270 MN

Categoría AOCI (Organización de Aviación Civil Internacional).

4C Aeropuerto Internacional

4E Aeropuerto Internacional

4E Aeropuerto Internacional

Tipo de aeronaves que pueden operar

McD Douglas MD-81Airbus A318 / A319 / A320

/ A321Boeing 738

Airbus A340Boeing 747 / 778

Airbus A340Boeing 747 / 779

OperadorasLADE

Aerolíneas ArgentinasLADE

Aerolíneas Argentinas

LADEAerolíneas Argentinas

LAN AirlinesLAN Argentina Aeovías

DAP

Hangares disponibles Base Aeronaval ARA Base Aeronaval ARA Aeroclub

• Premisa: menor tiempo de vuelo mínima distancia a la locación

Bases Aéreas

Base Aeronaval Río Grande – Hermes Quijada International Airport (TdF)

9 km NW of Río Grande city, Road No. 3

185 nm from Malvinas x-1

Manuales y Procedimientos

• Manual y Procedimientos de Operación de Bases Logísticas• Criterios de diseño, instalaciones y procedimientos de operación de

Bases Logísticas onshore para apoyo de las actividades de exploración offshore.

• Plan Logístico:• Identificación y especificación de medios y necesidades logísticas

para el proyecto

• Manual de Operaciones Marinas• Lineamientos generales para operación de buques en el área

Antecedentes

Desafíos

Well Planning

Logística

Stena Drillmax



28

• Dadas las condiciones climáticas, la geografía y la profundidad del agua, se empleará un drillship.

Perforación Offshore en el Mar ArgentinoStena Drillmax

• Alta autonomía• Posicionamiento dinámico• Doble torre de perforación• Profundidad Máx. Agua: 3048 m.

• Stena DrillMAX

Normand Baltic.

Normand Skarven.

Perforación Offshore en el Mar ArgentinoBarcos de Apoyo

• Helicópteros para Transporte de Personal:• Aeronave: 2x Agusta Westland AW-139• Tipo: Bi-turbina• Capacidad de vuelo: Diurno y nocturno• Tripulación mínima: Piloto y copiloto• Pax: máx. 7• Reserva de combustible mínima: 30 min para un vuelo de 400 mn• MEDEVAC: remoción de asientos para transporte de camilla y

asistente médico

Perforación Offshore en el Mar ArgentinoHelicópteros

Antecedentes

Desafíos

Well Planning

Logística

Stena Drillmax



CONCEPTUALIZATION DEFINITION EXECUTION

Wel

l Con

trol

Act

ion

Pla

n

VISUALIZATION

Identify Needs of Well Control Assurance

Programs

Blowout Response I

Drilling Working Instruction Pre-Spud

SHA Review

GIP: Frame Work

Rig and Drilling Tools Acceptance

Rig Visit

Blowout Response II

Site Survey

DWOPTWOP

Risk Assess.

Risk Assess.

Well Control Action Plan

OS Drill

Hazid

OSER Plan

HS

E

KickOff Meeting

Assurance

Specific Tasks During Specific Tasks During ConceptualizationConceptualization

Rig Selection Surface Hole Approach Engineering Focused Well Control Tasks (B&C)

Shallow Gas Flow Blow Out Estimation RatesPumping Requirements Conceptual Relief WellWell Interventions

Drilling Fluids Strategy Logistics needs identification and Plan

Specific Tasks During DefinitionSpecific Tasks During Definition

Rig Audit Rig Inspection BOP Inspection

Crew EngagementExternal Well Examiner Working Instructions Blow Out Contingency Plan (BCP) Drilling Fluids Strategy Logistics implementation plan

Assurance Specific Tasks

5. Operations

4. Decision Making

3. Pre-Operations Start-Up

2. Rig Audit

1. Well Integrity

Operations Operations

Zero tolerance on any BOP or control systems defects

Max focus on PP detection Pit volume monitoring (one

operation at a time) Rigorous tripping procedures Strict adherance to policies during

installation & testing of safety critical barriers.

Decision-making Decision-making

Implementaion of “Well Aware” programme to raise awareness of human factors issues

Review key decision points on decision criteria and potential ambiguities

Table top exercises to rehearse team in decision making and response to unexpected events.

Well IntegrityWell Integrity

Implement UK well examination scheme

Verification of barriers Critical focus on well integrity issues

during the Well Test. Re-verification of barriers that might

have been inadvertently disturbed.

Rig AuditRig Audit

Shared Activity with previous operator

YPF Supervisors Involved Stenas´additional actions post Horizon

incident Action Tracking from previous

operator to YPF Periodic Verification During

Operations

Pre-Operations Start-Up

Verification of emergency disconnection and AMF systems

Double check function on ROV hot stab interfaces

Re-check shearing capabilities Advice from Boots and Coots on

emergency access – Lessons from Macondo

Petrobras and PAE shared learnings post Horizon Incident

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