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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO

Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas

Estado del Arte y Prospectiva de la Ingeniería en México y el

Mundo.

La Academia de Ingeniería de México, agradece al Instituto

Mexicano del Petróleo (IMP) y a los Académicos y distinguidos

ingenieros del Programa de Explotación de Campos en Aguas

Profundas que participaron en la elaboración del presente

documento.



ESTADO DEL ARTE Y PROSPECTIVA DE LA TECNOLOGÍA PARA LA EXPLOTACIÓN DE

CAMPOS PETROLEROS EN AGUAS PROFUNDAS

Septiembre, 2010



CONTENIDO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



1. Introducción

La explotación de hidrocarburos a nivel mundial, proveniente de zonas localizadas en tierra y costa

fuera en aguas someras, en las cuales se tiene el dominio de la tecnología requerida, se encuentra

en etapa de declinación, obligando a los países y compañías operadoras a enfocar sus esfuerzos a

la explotación de campos petroleros localizados en sitios costa fuera con profundidades mayores a

los 500.00 m., regiones que se denominan como Aguas Profundas, lo cual ha motivado

precisamente a la generación de tecnología para resolver los retos inherentes a los problemas

característicos de estos ámbitos de explotación.

Los problemas que se enfrentan en Aguas Profundas se refieren a condiciones de alta presión y alta

temperatura, suelos de consistencia blanda, georiesgos de mayor complejidad, corrientes

oceanográficas severas y alta sensibilidad a factores ambientales.

Los retos relacionados a dichos problemas que se enfrentan son el aseguramiento de flujo desde el

pozo hasta las plataformas y sistemas de producción, la caracterización de los peligros, la

planeación, diseño y ejecución de los trabajos de perforación y terminación de los pozos,

caracterización del comportamiento de los sistemas de producción en las condiciones particulares de

los ámbitos de explotación y la generación de normas basadas en riesgo y confiabilidad para el

diseño y evaluación de estos sistemas.

a. Zonas de explotación a nivel mundial

Las zonas de explotación de hidrocarburos en aguas profundas a nivel mundial incluyen aguas

territoriales del mar del Norte, India, Indonesia y el llamado Triangulo de Oro, conformado por el

Golfo de México, Brasil y Oeste de África, que comprende a los países de Brasil, Estados Unidos de

América, Angola, Congo, Nigeria, Guinea Ecuatorial, Costa de Marfil y Mauritania. Existen

adicionalmente zonas con muy alto potencial de producción de hidrocarburos en aguas profundas,

entre las que destacan por supuesto, la parte Mexicana del Golfo de México, además de Indonesia,

India, Australia y mar mediterráneo. El mapa que se muestra a continuación contiene las zonas en

donde se explotan hidrocarburos en aguas profundas:



Con información del 2008, se registró un 2.2 % de las reservas mundiales de petróleo ubicadas en

regiones de aguas profundas. No obstante lo anterior, la tendencia en la explotación de dichos

campos a nivel mundial va en aumento. Entre los años del 2000 al 2007, los campos en producción

ubicados en aguas profundas pasaron de 44 a 157 y tan solo para el Golfo de México, en ese mismo

periodo, se pasó de 32 a 112 campos en producción.

En México, la cuenca de Aguas Profundas contiene el

56% de 52,300 millones de barriles petróleo crudo

equivalente calculados como recurso prospectivo

nacional:



En los próximos años, PEMEX intensificará sus actividades en sus trabajos de perforación en aguas

profundas, enfocando sus esfuerzos a los nueve sectores mostrados en la siguiente figura:

La primera producción de gas

proveniente de aguas profundas en la

parte mexicana del Golfo de México se

estima que ocurrirá en el año de 2013.

Por otra parte, si los resultados de las

perforaciones exploratorias son

exitosos, la primera producción de

aceite ocurrirá probablemente en el

2015 en la Región Norte.



b. Desarrollo de proyectos

PEMEX aplica la metodología Front End Loading, FEL por sus siglas en inglés, para el desarrollo de

proyectos. Dicha metodología permite ordenar las actividades de las áreas técnicas de ingeniería

involucradas en los proyectos hasta obtener, conforme se desarrolla el proceso, el grado de

definición suficiente para la ejecución de las obras. La siguiente figura muestra las etapas del FEL.

Los tiempos para ejecutar el FEL en el desarrollo de un proyecto para aguas profundas son de 2 a 3

años, dependiendo de la magnitud y la disponibilidad de recursos:

La visualización FEL-V establece el caso de negocio, asegura su alineación con los objetivos

estratégicos y establece varios escenarios posibles. Asimismo, se identifican los riesgos principales

y las incertidumbres, obteniendo como resultado el concepto validado.

La etapa de conceptualización FEL-C analiza las opciones de proyectos y selecciona la mejor de

ellas. Se obtiene una mejor precisión de los estimados de costos y un plan de acción para mitigar los

riesgos e incertidumbres. La opción seleccionada pasa a la etapa de definición.

En la definición FEL-D se detalla el plan de desarrollo y se obtiene la autorización de fondos para su

ejecución. El final del proceso FEL da como resultado un proyecto definido que pasa a la etapa de

ejecución; esta etapa está conformada por la Ingeniería de Detalle, la Construcción y la Puesta en

Marcha.

Las áreas técnicas involucradas en el desarrollo de un proyecto siguen las mismas etapas del

proceso FEL, realizando sus actividades específicas e intercambiando información con sus

interfaces, donde por lo general, se aplican técnicas de ingeniería concurrente.

c. Origen de la Tecnología

Es importante resaltar que la tecnología para la explotación de campos en aguas profundas fue

desarrollada originalmente por Compañías Operadoras, sin embargo en la actualidad está siendo

desarrollada principalmente por las compañías proveedoras, por lo que la explotación de los

hidrocarburos en las diferentes regiones del mundo, exige generar las capacidades para su



evaluación, selección, adecuación, desarrollo y operación, considerando las condiciones propias de

cada región.

El IMP con el apoyo de PEMEX, inició en 1984 el proceso de asimilación de tecnologías y formación

de recursos humanos para la explotación de campos en aguas profundas, lo cual fue la simiente del

actual programa de investigación para el desarrollo de campos en aguas profundas que inició su

operación en el año 2003.

Para el logro de las capacidades mencionadas, se ha planteado se enfoquen a las siguientes áreas:

Caracterización de los peligros naturales y de los hidrocarburos

Caracterización del comportamiento de los equipos y sistemas

Establecimiento del riesgo y la confiabilidad de los equipos y sistemas

En las cuales participan once áreas técnicas, de las que a continuación se presenta la problemática

existente, así como la forma en la cual se ha venido resolviendo a nivel internacional, presentándose

un planteamiento general de solución en nuestro país.

2. Geotecnia

La explotación de campos en aguas profundas requiere de nuevos sistemas de explotación. En la

actualidad las tradicionales plataformas fijas apoyadas directamente sobre el fondo marino son

inviables debido a los grandes tirantes de agua de más de 500 m., ya la profundidad máxima de

aplicación es de 350.00 m. por lo que se han desarrollado sistemas flotantes para la producción y

almacenamiento de hidrocarburos, que se fijan al fondo marino a través de líneas de amarre y

anclas. En otros casos, dependiendo de la distancia que exista de la zona de explotación a la costa,

la producción se puede enviar directamente a tierra a través de tuberías, desde los sistemas

submarinos de producción. Sin embargo cabe señalar que en la mayoría de los casos, la explotación

se lleva a cabo combinando los sistemas submarinos con los flotantes, desde los cuales se puede

enviar la producción a los centros de exportación o de procesamiento, utilizando los ductos marinos

o a través de buques tanque.

En cualquiera de los casos, el conocimiento de las propiedades de los suelos marinos en aguas

profundas es esencial para el diseño correcto y la construcción de los sistemas de cimentación y de

anclaje; los cuales pueden ser: pilotes de succión (fig. 3 a), anclas de placa, anclas de arrastre (fig. 3 c),

placas con faldones, pilotes tradicionales o pilotes torpedo (fig. 3 b). Por otra parte, la cracterización de los

suelos también es esencial para seleccionar las rutas de las tuberías evitando los georiesgos

existentes, su interacción con el suelo para problemas de pandeo por presión y temperatura y la



interacción en el punto de contacto entre los ductos ascendentes (risers), que conducen la

producción del fondo marino a los sistemas flotantes y el fondo marino.

Una gran parte del riesgo comercial y operacional implicado en los trabajos de explotación de

campos en aguas profundas se relaciona con las incertidumbres sobre las características de los

suelos en el sitio. Este aspecto se evidencia con las condiciones mucho más severas que se

encuentran en los sitios en aguas profundas con respecto a los sitios en aguas someras, en donde

existen más y georiesgos más severos.

Problemática

Los sitios en aguas profundas se encuentran normalmente localizados en el talud continental, en

áreas con grandes estratos sedimentarios. En estas áreas el lecho marino se caracteriza por una

pendiente de inclinación promedio baja (típicamente menor de 4º), pero en muchas localizaciones se

encuentran escarpes muy empinados generados por deslizamientos de taludes previos.

Las fallas activas y el diapirismo alteran la topografía del fondo marino a escala regional como es el

caso en el escarpe de Sigsbee y el talud de diapiros de Campeche. En estos casos la topografía es

muy irregular lo que propicia la presencia de riesgos geológicos o georiesgos.

Un riesgo geológico puede ser definido como “un rasgo geológico, el cual representa o tiene el

potencial para desarrollar un daño incontrolado” a cualquier tipo de instalación (líneas de tubería,

cimentaciones de plataformas, sistemas de anclaje, etc.) o para impedir el curso normal de las

operaciones de perforación.

Los principales georiesgos que se presentan en aguas profundas son los siguientes:

1. Taludes potencialmente inestables.

2. Topografía rocosa irregular, la cual representa dificultad para el asentamiento de cimentaciones.

3. Fallas activas y vertientes de hasta 60m de altura.

4. Presencia de fluidos en los suelos que pueden ser, agua, hidratos de gas o hidratos de metano

que reducen la fuerza al cortante del suelo y afectan a la capacidad de carga.

5. Erosión del fondo marino, producto de corrientes submarinas profundas.

6. Sismicidad que puede disparar el deslizamiento de taludes.

7. Condiciones de suelo, que van desde los no consolidados, hasta rocosos.

Para conocer y caracterizar los sitios en aguas profundas es necesario conocer los procesos

geológicos que tienen o han tenido lugar en él. Por ejemplo, para saber si un talud es inestable,

debemos de estudiar si han existido desplazamientos en el pasado, la frecuencia con que se han

producido y los posibles mecanismos que dispararon dicho deslizamiento.

Para realizar dicha tarea se requiere realizar un “estudio integral” que involucre la participación de un

equipo de geólogos, geofísicos y geotecnistas.

Debido al gran costo que tiene la exploración de un sitio en aguas profundas, ésta se realiza a través

de etapas sucesivas. La planeación de cada etapa se basa en los descubrimientos de la anterior,



con el fin de optimizar los alcances de los trabajos. La exploración geotécnica considera muchos

factores incluyendo la uniformidad vertical y horizontal de los suelos, su historia geológica, la

dimensión de la estructura propuesta y el concepto de diseño.

Es importante que los componentes geofísicos y geotécnicos sean planeados en forma conjunta

como partes de la misma exploración. La secuencia de la programación de los trabajos de

exploración debe ser:

Estudio de gabinete, en el cual se recolecta y evalúa toda la información relevante para el sitio.

También se realiza en esta etapa el reprocesamiento de la geofísica de exploración de forma a

visualizar el fondo marino y los principales rasgos geológicos de la zona.

Exploración geofísica para establecer la batimetría, identificar y localizar rasgos significativos

del fondo marino, obstrucciones y peligros, determinación de la geometría de los estratos

subyacentes (grueso, profundidad), extrapolación de datos geotécnicos locales a lo largo y

ancho de todo el sitio.

Exploración geotécnica, la cual tendrá dos objetivos principales: a) determinar los parámetros

para el diseño de las cimentaciones, b) ayudar a la geofísica y geología a la evaluación de los

georiesgos en caso de existir.

Los trabajos de exploración geofísica para aguas profundas han promovido el desarrollo de nuevas

tecnologías en los últimos años, por ejemplo: los vehículos autónomos AUV (Autonomous

Underwater Vehicule ver fig.1) capaces de explorar sitios hasta en tirantes de agua de 3000 m. La

exploración geotécnia en aguas profundas también ha sido un fuerte promotor de desarrollo de

tecnología mejorando el equipo para recuperación de muestras y desarrollando nuevo equipo para

pruebas in situ de suelos muy blandos (penetrómetros de flujo completo ver fig.2).

Figura 1. Vehículo Autónomo (AUV) Figura 2. Penetrómetros de flujo completo.

El estudio del comportamiento de los suelos debe de realizarse tomando en cuenta el tipo de

problema geotécnico que se pretende analizar, tratando de reproducir las condiciones reales a las

que se verá sujeto el suelo a través de la cimentación. Por ejemplo, los pilotes de succión (fig. 3 a),



deben considerar el cálculo de la resistencia de penetración de los faldones y su resistencia al corte

en forma anisotrópica; incluso dependiendo del mecanismo bajo el cual puede fallar una cimentación

debe tomarse en cuenta; de esta forma para una misma cimentación se deben de realizar diferentes

tipos de prueba, con la finalidad de cubrir todos los escenarios de falla posibles. Para el caso de las

tuberías y risers, se requiere determinar parámetros de los suelos más superficiales.

a). b). c).

Figura 3. a) Pilotes de succión b) Pilotes torpedo c) Anclas de arrastre

Para el caso de georiesgos también se requiere conocer la resistencia al corte de los suelos y para

ello se deberán diseñarse las pruebas que mejor representen el fenómeno a estudiar, por ejemplo, si

se requiere conocer la resistencia al corte para evaluar la estabilidad de un talud deberá de probarse

el suelo ante condiciones inalteradas y alteradas considerando el efecto de la presión de poro

intersticial.

Prospectiva

Cabe resaltar que los retos en esta Área Técnica, consisten en la caracterización de los suelos en

las nuevas regiones de explotación, para lo cual es necesario complementar las capacidades a

enfocadas a la solución de los problemas que se tienen identificados en otras regiones con

problemáticas similares, para lo cual se ha establecido como base el acelerar este proceso a través

de la colaboración con centros de investigación tanto nacionales como del extranjero en los cuales

se tengan capacidades y experiencias en los temas de interés.

3. Oceanografía y Meteorología

Desarrolla y implementa la tecnología para comprender la fenomenología metoceánica, su

interrelación, magnitud, ocurrencia, periodicidad, estados extraordinarios; tanto en escala global

como local. El conocimiento de estos fenómenos es de interés para el diseño, operación y

funcionamiento, de los sistemas de explotación.

Oceanografía

Circulación oceánica



Diversos grupos en el mundo estudian la circulación de los océanos utilizando diferentes técnicas o

artificios científicos, con diferentes propósitos. Una de las técnicas más socorridas es el uso de

modelos numéricos de circulación, por las diferentes ventajas que ofrecen en la representación

global de un ecosistema y en la reducción de incertidumbres que ofrecen, sobre todo cuando son

debidamente validados y calibrados con mediciones experimentales u observaciones satelitales. En

particular en el Golfo de México existen principalmente cuatro modelos de vanguardia, que son

aprobados por la comunidad oceánica mundial: OPA, NCOM, ROMS y el HYCOM. Estos modelos se

han implementando en el CICESE y la UNAM, con el objetivo de conocer la fenomenología de los

procesos metoceánicos su incidencia y ocurrencia, así como sus efectos a la industria del petróleo.

Fenomenología de los procesos de circulación a gran escala

En el IMP, se ha implementando el HYCOM, con el objetivo de disponer de un modelo de

vanguardia y poder generar estudios de corrientes particulares de interés para la industria del

petróleo, como lo son corrientes estacionales, fenómenos de circulación de mesoescala (corriente de

Lazo; formación y desprendimiento del remolino anticiclónico; fraccionamiento y evolución de

remolinos ciclónicos y anticiclónicos; confluencias y surgencias), además de la generación de

campos de velocidad, temperatura y salinidad en dos y tres dimensiones, variaciones de la superficie

libre, entre otros fenómenos.

Oleaje

La modelación del oleaje es un arte que contiene dos grandes aspectos del conocimiento humano: la

teoría y la aplicación práctica. En la aplicación práctica que constituye la modelación del oleaje, el

hecho que dos de los modelos, WAM y WAVEWATCH, en operación en dos de los más prominentes

centros meteorológicos utilizan diferentes enfoques del problema de modelación es en sí mismo una

indicación que una sola y buena solución todavía no a sido aceptada. Por ejemplo, el término fuente

de la disipación de la energía por el rompimiento del oleaje en la modelo WAM es en esencia

opuesto al término de disipación de la energía del modelo WAVEWATCH en donde la disipación de

la energía debida al rompimiento del oleaje está dividida en disipación de olas de baja y alta

frecuencia. Actualmente la investigación en la modelación de olas está enfocada en seis grandes



áreas: 1) Modelado de interacciones no-lineales de cuatro olas en modelos espectrales discretos, 2)

Disipación espectral en aguas profundas, 3) Interacciones no lineales de olas en aguas someras, 4)

Disipación inducida por el fondo, 5) Propagación de olas y 6) Resolución y métodos numéricos. En

este momento, en el IMP se cuenta con la capacidad de hacer simulaciones del oleaje con el modelo

WAM y en el corto plazo con el modelo WAVEWATCH.

Meteorología

Por medio de un modelo meteorológico es posible conocer o simular la dinámica atmosférica a

través de la descripción tridimensional de los campos de viento, temperatura, humedad, presión, y

obtener otras variables de interés que están en función de estos campos. Los modelos

meteorológicos fueron desarrollados originalmente como herramienta de ayuda para el pronóstico

meteorológico operativo y posteriormente se han utilizado para generar las variables meteorológicas

de entrada, requeridas para otras aplicaciones tales como calidad del aire, aplicaciones de ingeniería

o como datos de entrada para de oleaje o circulación. En la actualidad existe una amplia variedad de

modelos numéricos en uso en todo el mundo desarrollados por diferentes centros de investigación y

entidades gubernamentales, muchas veces con objetivos precisos.

En México el modelo más utilizado en pronóstico meteorológico ha sido el MM5, ya que es el que el

Servicio Meteorológico Nacional tiene implementado. En el IMP se ha utilizado el RAMS para

diferentes estudios de modelación meteorológica y calidad del aire y actualmente se están

realizando pruebas para utilizarlo en la simulación de nortes para todo el Golfo de México, para

obtener parámetros metoceánicos para utilizarse en proyectos de ingeniería

.

Por otro lado en el IMP se están implementando los modelos de modelación WRF y su versión para

huracanes, HWRF (desarrollados por el NWS y NCEP) en la parte mexicana del Golfo de México,

con la finalidad de obtener datos meteorológicos que se utilizarán como datos de entrada en los

modelos de oleaje y circulación oceanográfica, para obtener parámetros metoceánicos de diseño

para aplicaciones de ingeniería.



Simulación del frente frío número

4, del 23 de octubre de 2007,

utilizando el modelo RAMS.

Medición experimental

El pleno conocimiento de los procesos físicos en el Golfo de México es aún una asignatura

pendiente para poder mejorar el conocimiento de los fenómenos físicos y para calibrar los modelos

numéricos. Por esta razón es necesario contar con información de los parámetros físico-químicos

que interactúan en la naturaleza y que es deseable medir en conjunto. En México diferentes

Instituciones Gubernamentales y de Investigación han realizado campañas oceanográficas en sitios

y objetivos diferentes. En el 2005 el IMP instaló el primer anclaje a 1,500m de profundidad

incursionando en aguas profundas en la parte mexicana del Golfo de México, frente a la

desembocadura del río Tuxpan, Veracruz a bordo del Barco Justo Sierra de la UNAM, con un arreglo

de sensores a lo largo de la columna de agua para medir velocidades de corriente, así mismo,

también se realizaron mediciones in-situ de los parámetros físico-químicos con el equipo CTD en 4

transectos ubicados perpendicularmente a la línea de la costa cubriendo profundidades desde 50m

hasta 2500m.

-98.0° -97.0° -96.0° -95.0° -94.0° -93.0° -92.0° -91.0° -90.0°

LONGITUD

17.0°

18.0°

19.0°

20.0°

21.0°

22.0°

23.0°

24.0°

25.0°

26.0°

LA

TIT

UD

NOAA-42055

PEMEX-1

ARENQUE-B

LANKAHUASA

ZAAP-D

PERDIDO

LANKAHUASA

LAMPREA

COATZACOALCOSPROFUNDO

CAMPECHEPROFUNDO

CAMPECHESHELF

AF-1

AF-2

AF-3

AF-4

AF-5

AF-6

AM-1

AM-2

AF-1 Anclaje Fijo No. 1

AM-1 Anclaje Movil No. 1

PROFUNDIDAD ANCLAJES

BOYA METOCEANICA

-3500 to -2000

-2000 to -1500

-1500 to -500

-500 to -130

-130 to -129.9

Ubicación del anclaje Perfil de

temperatura

Perfil de velocidades Red de monitoreo de PEMEX



Como resultado de estas mediciones, PEMEX implementa un proyecto de gran visión con la

finalidad de construir una red de monitoreo de variables meteorológicas y oceanográficas en toda la

zona mexicana del Golfo de México. Los primeros resultados de estas ediciones ya se han

procesado para su aplicación a la planeación y establecimiento de los riesgos para determinar los

parámetros de diseño y evaluación de los sistemas de producción.

Hidrodinámica

La hidrodinámica marina es el estudio del flujo de la masa oceánica sobre estructuras inmersas

parcial o totalmente en ella. De forma similar la aerodinámica estudia el flujo del viento sobre la parte

de las estructuras no sumergidas y por simplicidad agrupamos ambos en el término hidrodinámica.

La hidrodinámica se basa en la mecánica clásica y por esto tiene límites en el conocimiento. La

limitante principal es la imposibilidad de conocer el flujo real en todo un dominio de cálculo debido a

los efectos combinados de tres fuerzas fundamentales cuyas escalas son incompatibles: la

viscosidad, la inercia y la gravedad. Tomando esto en cuenta la hidrodinámica aplicada a la industria

del petróleo hace uso de formulaciones semi-empíricas. Se aplican ecuaciones basadas en teoría

potencial (simplificación de la mecánica de fluidos) y considera las fuerzas fundamentales antes

mencionadas mediante coeficientes empíricos hidrodinámicos para estimar las cargas sobre los

sistemas de explotación.

Actualmente en el Área Técnica se ha ganado experiencia en la utilización de códigos de teoría

potencial SESAM y tipo CDF: Fluent, Abaqus Cell y OpenFoam, pero se siguen explorando otras

capacidades a nivel mundial.

Resultado de SESAM

(potencial)

Resultado de Abaqus

cell (CFD)

Resultado de

OpenFoam (CFD)

Resultado de Fluent

(CFD)

4. Sistemas Flotantes

Ante el decaimiento de la producción de hidrocarburos proveniente de yacimientos localizados en

tierra, durante las décadas pasadas fue necesario incursionar en el mar para la búsqueda de nuevos

campos petroleros, donde para apoyar las actividades de explotación en un inicio se usaron

plataformas marinas fijas; sin embargo, ante el incremento en la demanda de los hidrocarburos se



tuvo que avanzar cada vez más a mayores profundidades. Debido a que la factibilidad técnico-

económica de aplicación de los conceptos de plataformas marinas existentes las hacía inviables en

tirantes de agua mayores a 350 m, se tuvo la necesidad de generar nuevas tecnologías para el

desarrollo de los campos petroleros en aguas profundas. Entre estas tecnologías se tienen los

Sistemas Flotantes de Producción (SFP).

Dentro de los sistemas flotantes se encuentran los buques de producción, almacenamiento y

descarga (FPSO, del inglés Floating Production, Storage and Offloading), las plataformas

semisumergibles PSS), las plataformas de piernas atirantadas (TLP, del inglés Tension Leg

Platform) y las plataformas Spars. Estos sistemas son mostrados en la Figura 4.1. Los sistemas

flotantes han permitido la explotación de yacimientos en tirantes de agua ultra profundas, siendo el

récord actual el FPSO Pioneer instalado en este año en un tirante de 2,600 m en la parte

estadounidense del Golfo de México (Golfo de México).

Figura 4.1- Plataforma fija vs Sistemas flotantes de producción tipo: FPSO, PSS, Spar y TLP (www.modec.com). Debido a las características de algunos conceptos, los SF tipo FPSO y las PSS se han aplicado en

el desarrollo de campos en aguas someras (menores a 100m), teniendo por ejemplo el caso del

FPSO Yúum K’ak’ Nàab (85 m de tirante) y el FSO Ta’kuntah (75 m de tirante) en la Sonda de

Campeche. En el mundo también se tienen estructuras de este tipo en rangos similares de

profundidad. Cabe mencionar que las PSS son el concepto más usado en el mundo, no solamente

para actividades de producción sino también para la perforación de pozos y para servicios de apoyo,

como para el alojamiento temporal de personal operativo (flotel). En el caso de las PSS de

http://www.modec.com/



producción se tiene su uso en tirantes de agua desde 79.85 m (PSS Janice, UK) hasta 2,415 m

(PSS Independence Hub, Golfo de México -USA).

En el caso de las TLPs se tiene su aplicabilidad en tirantes de agua desde 147 m (TLP Hutton en

Noruega) hasta 1,425 m (TLP Magnolia en el Golfo de México-USA). En el caso de las Spars, debido

a las dimensiones del casco de flotación, su aplicabilidad es en tirantes de agua mayores a los 500

m teniendo a la Neptuno en 588 m y el récord actual de la plataforma Perdido (2,383 m), ambas en

la porción americana del Golfo de México.

Funcionalidad

Los FPSO son una de las opciones más usadas en el desarrollo de campos por ser el único

concepto que permite el almacenamiento del aceite procesado, exportando su producción a la costa

a través de buques tanque, por lo que es una alternativa para el desarrollo de campos distante de la

costa así como para cuando no existe infraestructura marina para la exportación del hidrocarburo

como son los ductos submarinos.

En el caso de las plataformas TLP y Spars, estos conceptos son usados en algunos campos para

efectuar actividades tanto de perforación como de producción al mismo tiempo, debido a que tienen

la característica de presentar movimientos verticales mínimos que permiten el uso de árboles

superficiales o secos. Sin embargo, en el caso de la TLP se tienen limitaciones de aplicabilidad en

tirantes mayores a 1,500 m debido a su sistema de anclaje al fondo marino (tendones). No así el

caso de las plataformas PSS, FPSO y Spar cuyos récords de profundidad están entre 2,400 a 2,600

metros.

Componentes principales

Los SF cuentan con un casco de flotación, cubiertas para la instalación del equipo de producción y

servicios, así como con los risers (ductos ascendentes para la conducción de hidrocarburos) y el

sistema de anclaje al fondo marino. El casco de flotación debe ser lo suficientemente grande para

poder soportar las cargas propias de la plataforma, incluyendo el peso de los fluidos procesados y

almacenados. El sistema de amarre es el encargado de mantener en el local de operación al cuerpo

flotante y debe ser dimensionado para limitar los movimientos de la embarcación y salvaguardar la

integridad del sistema de risers, por lo que debe ser diseñado para soportar cargas extremas como

huracanes y además tomar en cuenta los limites operacionales de los risers.

Comportamiento Estructural-Naval

Las estructuras flotantes presentan un comportamiento flexible ante las cargas ambientales, por lo

que como reacción presentan fuerzas de restauración principalmente debido al sistema de anclaje.

Estas cargas son principalmente debidas al oleaje y viento; como fuerzas dinámicas, y corrientes y

mareas como fuerzas estáticas. Debido a que estas estructuras son artefactos navales se debe

evaluar tanto su comportamiento naval como el estructural.



A pesar del avance de la tecnología en el desarrollo de herramientas computacionales y

metodologías de análisis, no es posible representar numéricamente el comportamiento real de los

SF debido a los efectos no lineales de alto orden. Por tal motivo, el análisis de su respuesta ante

acciones oceanográficas y meteorológicas se debe complementar con pruebas en laboratorio,

principalmente para la evaluación del comportamiento naval, que permitan posteriormente calibrar

los modelos numéricos.

Estado de la Ingeniería Nacional de SF

En este caso, a través del Área Técnica de Sistemas Flotantes del Programa de Explotación de

Campos en Aguas Profundas del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) se identificó a los sistemas

flotantes tipo FPSO como una de las tecnologías con aplicación promisoria para la producción de

hidrocarburos en México y efectuó la asimilación de metodologías para Ingeniería de diseño básico

de un FPSO en los años 2007-2008.

Con base en las tecnologías asimiladas se cuenta con las capacidades para llevar a cabo

específicamente para el caso de los FPSO en aguas profundas la asistencia técnica en la licitación

de proyectos, ingeniería de diseño básico y la asistencia técnica durante la ingeniería, procura,

construcción, instalación y arranque.

Prospectiva a mediano y largo plazo

Dentro de las necesidades de PEMEX, el Área Técnica de Sistemas Flotantes del Programa de

Explotación de Campos en Aguas Profundas del IMP ha identificado las líneas de desarrollo a futuro

para complementar cada vez más las capacidades tecnológicas requeridas. De acuerdo a estas

necesidades, el IMP cuenta actualmente con las capacidades para apoyar a PEMEX en la ingeniería

de sistemas tipo FPSO, y en mediano plazo se contarán con las capacidades técnicas para los otros

3 tipos de conceptos (PSS, TLP y Spar). Dentro de las líneas de investigación se tiene contemplado

continuar con el estudio del comportamiento de los principales componentes estructurales y en un

futuro optimizar los mismos, considerando en ambos casos las condiciones típicas de la parte

mexicana del Golfo de México. Por otro lado, es importante mencionar que también se considera el

fortalecimiento del IMP a través de la formación de personal del IMP en universidades extranjeras

así como la contratación de personal altamente calificado. De esta forma, el IMP podrá continuar

apoyando a PEMEX en el nuevo horizonte de la explotación de campos en aguas profundas y

ultraprofundas.

5. Sistemas Submarinos

Las grandes compañías operadoras a nivel mundial han incursionado en el ambiente de

exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas en los últimos años, motivadas



por la reducción de las reservas de hidrocarburos probadas a nivel mundial, esto no ha sido la

excepción para nuestro país, donde también se han iniciado estudios prospectivos en el Golfo

de México.

Los pronósticos de explotación de hidrocarburos durante los años venideros indican

invariablemente que una fuente de extracción de hidrocarburos se encuentra en tirantes de agua

mayores a los 500 metros, por lo que para el desarrollo de estos campos se requiere de

implementar infraestructura submarina.

Esta infraestructura denominada como sistemas submarinos de producción se define de manera

general como el conjunto de equipos, líneas y accesorios, instalados sobre el lecho marino, que

permiten la explotación de hidrocarburos en campos ubicados en aguas profundas o

ultraprofundas; y que generalmente, complementan un sistema superficial de producción como

son las plataformas fijas, sistemas flotantes e instalaciones de producción en tierra (ver Figura

1). Su objetivo es recolectar, procesar, transportar y controlar la producción de los hidrocarburos

hacia las instalaciones superficiales (flotantes o en tierra).

Figura 1. Ejemplo de sistemas submarinos de producción (Cortesía de Cameron).

Específicamente los sistemas submarinos de producción están integrados principalmente por

equipos como árboles, manifolds, unidades de terminación, equipo de procesamiento

submarino, estranguladores, líneas de flujo y sistemas de conexión, umbilicales y sistemas de

control y monitoreo.

Si no fuera suficiente la presión del yacimiento para hacer llegar los hidrocarburos a la cabeza

del pozo o al centro de proceso en superficie, puede ser que dentro del pozo, sea necesario

implementar algún sistema de levantamiento artificial para lograr este objetivo. En estos casos,

pudieran aplicar un sistema de levantamiento por gas (bombeo neumático) o bien un sistema de

bombeo electrosumergible.



Los aspectos generales más importantes que se deben considerar en el diseño de un sistema

submarino de producción son:

• Características del yacimiento y fluidos producidos

• Datos de perforación y terminación de pozos

• Estudios de aseguramiento de flujo

• Estrategias de desarrollo de campos

• Condiciones ambientales y del suelo marino

• Filosofías de operación e instalación del equipo submarino

Los sistemas de producción submarinos no permanecen estáticos a lo largo del curso de su vida

productiva, la presión del yacimiento declina, la composición de los fluidos cambia, con el

agotamiento del yacimiento la producción de agua aumenta y aparecen los efectos de la

corrosión. Desde la formación productora y hasta el separador, la compañía operadora debe

planear los cambios necesarios. Las mejoras y modificaciones de las instalaciones son en

general más difíciles y costosas en los campos submarinos; por lo tanto, la compañía debe

prever la menor cantidad de cambios una vez puesto en operación el sistema submarino de

producción.

Actualmente en el mundo se tienen aproximadamente 1,668 sistemas submarinos en un tirante

de agua mayor a los 300 metros de profundidad.

El record actual de tirante de agua y de instalación de un árbol submarino para aceite lo tiene el

Golfo de México, en el campo Perdido-Silvertip de Shell a 2,852 metros; mientras que para gas

está a 2,748 metros, también en el Golfo de México en el campo Cheyenne de Anadarko.

Respecto al record de distancia entre el sistema submarino y el centro de proceso en superficie

ya sea flotante o en tierra, para el aceite pertenece al campo Penguin A-E de Shell en el Mar del

Norte con una distancia de 69.8 km en 175 metros de tirante de agua. Para gas lo tiene el

campo Snohvit de Statoil en Noruega con una distancia de 143 km en 345 metros de tirante de

agua.

Referente al procesamiento submarino, el bombeo multifásico y separación submarinos son

tecnologías disponibles comercialmente. El bombeo multifásico submarino cuenta con un rango

de operación para un tirante de agua de 1,700 metros y una distancia de 29 km, y la separación

submarina cubre un rango de operación para un tirante de 435 metros y una distancia de 1.7 km.



Con lo que respecta a la compresión submarina se encuentra en pruebas de calificación del

2009 al 2011 para un tirante de agua de 1,100 metros y una distancia de 120 km.

Estos alcances son indicativos de que los sistemas submarinos han logrado un avance

significativo para proporcionar soluciones tecnológicas innovadoras para la explotación de los

hidrocarburos de una manera segura y eficiente, sin embargo, por los severos ambientes de

trabajo y de operación presentes, y por la magnitud de la inversión necesaria para el manejo y

procesamiento de los hidrocarburos, se presentan nuevos retos de ingeniería tales como:

• Ampliar el rango de operación del procesamiento submarino (bombeo multifásico,

compresión y separación).

• Equipo submarino para alta presión y alta temperatura.

• Aplicación de técnicas para calcular la confiabilidad de los equipos submarinos y sistemas

de control submarino.

• Sistema de control todo eléctrico, para reducir tiempos de respuesta de los equipos.

• Suministro de energía a los equipos submarinos.

• La correcta caracterización de hidrocarburos pesados.

• Desarrollo de metodologías para la identificación y mitigación integral de obstrucciones al

flujo tales como hidratos, asfáltenos y parafinas (tipo de obstrucción, posición y magnitud).

• Monitoreo a tiempo real para dar solución a problemas de aseguramiento de flujo.

En busca de cerrar las brechas tecnológicas en sistemas submarinos en el corto plazo, el área

técnica de sistemas submarinos perteneciente al Programa de Explotación de Campos en Aguas

Profundas del Instituto Mexicano del Petróleo llevó a cabo un proceso de asimilación de esta

tecnología durante los años del 2006 y 2007, para hacerse de capacidades para la evaluación

de tecnologías y procedimientos existentes para llevar a cabo la selección, especificación

funcional y aplicación, con el objetivo de poder proporcionar asistencia técnica para la

planeación, evaluación y selección de sistemas submarinos.

Sin embargo, con el objetivo de continuar fortaleciendo esta área tecnológica, como estrategia

se busca mantener un programa constante de formación e incorporación de investigadores en

especialidades de ingeniería petrolera, química, mecánica, eléctrica y de sistemas de control; así

como realizar alianzas con Institutos de Enseñanza Superior, Centros de Investigación y con

compañías operadoras y fabricantes de equipo.

Adicionalmente, conforme a los retos que se presentan en esta tecnología, se está planteando la

realización de proyectos para complementar y mejorar las capacidades en el desarrollo sistemas

submarinos referentes al procesamiento submarino, evaluación de la confiabilidad de los



equipos submarinos y sistemas de control, sistemas artificiales de producción, aseguramiento de

flujo, y técnicas de inspección, reparación y mantenimiento de equipo, todo esto conforme a las

condiciones ambientales y operacionales aplicables a campos que se desarrollen en México.

También, a mediano plazo se está contemplando el desarrollo de infraestructura experimental

con el objetivo de poder realizar pruebas para estudios de comportamiento de equipo y de

accesorios submarinos.

6. Ductos y Risers

En el ámbito internacional la explotación de hidrocarburos en campos en aguas profundas se ha

incrementado desde mediados de los años 90 y esa tendencia continuará en el futuro próximo.

Actualmente es común que los ductos y risers sean instalados en profundidades de 1000 metros,

habiendo pocos proyectos que han sobrepasado los 2000 metros y se está trabajando en desarrollar

la tecnología para ductos, líneas de flujo y risers en profundidades cercanas a los 3000 metros.

El riser es la tubería por medio de la cual se transporta el hidrocarburo en aguas profundas desde el

lecho marino hasta el Sistema Flotante de Producción (SFP). Pueden ser fabricados con acero al

carbono (tubería rígida) o con tubería flexible, la cual consiste de varias capas de acero y polímeros.

Asimismo, la configuración de los risers puede ser variada; desde una catenaria simple hasta una

tubería vertical unida por medio de conexiones roscadas, o también emplear una torre articulada en

su base y provista con flotador en su extremo. Así, el riser a utilizar se define considerando diversos

factores técnicos entre los cuales se tienen; profundidad, movimientos del SFP, necesidad de

desconexión, requerimientos de mantenimiento de pozos, tipo de árbol (seco o húmedo),

condiciones de operación de presión y temperatura, etc. Asimismo debe considerarse una

evaluación económica de los costos asociados a la fabricación, instalación y operación del riser.

Para explotación en aguas profundas se tienen diversos tipos de risers de producción, los cuales se

pueden clasificar en cuatro grandes grupos; 1) Flexibles, 2) Acero en Catenaria (SCR, por sus siglas

en inglés), 3) Tensionados en su parte superior (TTR, por sus siglas en inglés) y 4) Híbridos.

Los risers flexibles se utilizan principalmente en SFP que presentan grandes movimientos ante la

acción del oleaje, corriente y viento, como pueden ser los FPSOs y Semisumergibles

convencionales. Actualmente, la tecnología para risers flexibles se limita a diámetros internos (DI) de

2” hasta 19”, con temperaturas de operación hasta 130°C. La máxima profundidad a la que se ha

instalado un riser flexible es 1450 m con un DI de 16”. Actualmente se estudian nuevos materiales

para sustituir las capas metálicas por materiales compuestos, para reducir el peso de la tubería e

incrementar su resistencia, lo que permitirá su empleo en profundidades mayores de 2000 m.



Los SCRs consisten en tramos de tubería rígida unidos por soldadura, proceso desarrollado en la

barcaza durante la instalación. Generalmente tienen una configuración de catenaria simple y se han

empleado en SFP que presentan movimientos moderados como pueden ser las Spars,

Semisumergibles, así como FPSOs localizados en áreas con condiciones metoceánicas moderadas.

En función de la magnitud del movimiento del SFP, la fatiga es el efecto que rige el diseño de este

tipo de riser. Los SCRs han sido instalados en diversos sitios del mundo, siendo la profundidad

máxima de 2438 m en una Semisumergible, en el Golfo de México Norte. Actualmente está en

estudio la instalación de un riser de acero con configuración que combina la catenaria simple con

una curvatura (Lazy wave), en un FPSO para una profundidad de 1780 m, en Brasil.

Los TTRs están compuestos de tramos de tubería rígida unida por medio de conexiones roscadas y

en su parte superior están provistos con un sistema que proporciona la tensión para mantener

vertical al riser. Se utilizan principalmente en SFP con movimiento vertical pequeño, como son las

Spars y TLPs. Los TTRs se han instalado hasta una profundidad máxima de 1706 m en una TLP en

el campo Magnolia, Golfo de México Norte. Actualmente, se investiga la factibilidad de emplear

materiales compuestos para TTR.

Los risers híbridos están integrados por una torre desplantada en lecho marino, la cual llega hasta

una profundidad donde ya no afecta el oleaje, alojándose en la torre la tubería rígida de conducción

la cual es conectada al SFP por medio de tubería flexible. Estos risers se han instalado

principalmente en FPSOs y Semisumergibles, siendo el riser híbrido más profundo a la fecha el

diseñado para el FPSO en el campo Cascade – Chinook, Golfo de México Norte a una profundidad

de 2600 m.

En general los risers tienen un comportamiento estructural dinámico, debido a que son estructuras

muy esbeltas y están sujetos a fuerzas cíclicas producidas por el oleaje, corriente y movimiento del

sistema flotante. En función de lo anterior, los retos técnicos principales en su diseño y construcción

son: Vibración Inducida por Vórtices (VIV) generada por las corrientes marinas, la estimación de la

vida por fatiga considerando los efectos del servicio amargo y la interacción con el suelo en punto de

contacto con éste, así como el monitoreo e inspección de los risers en operación para evaluar su

integridad.

Respecto a los ductos, existen varios tipos con aplicación para campos en aguas profundas. Para

transportar los hidrocarburos de la cabeza del pozo hasta el manifold son utilizados los llamados

jumpers. A partir del manifold, el hidrocarburo se transporta a la plataforma por medio de líneas de

flujo (flowlines), las cuales se conectan con los risers para llevar la producción a los SFP. Las líneas

de flujo son líneas cortas, normalmente menores a 20 km y sus diámetros son menores a 16”. Para

transportar el hidrocarburo hacia otra plataforma o a la costa, son utilizados risers de exportación, los

cuales conectan a la plataforma con ductos (pipeline) en el fondo del mar. Cuando se utilizan



únicamente sistema de producción submarino, la producción es transportada a una plataforma lejana

o directamente a la costa, por medio de ductos submarinos. Estos ductos tienen grandes longitudes,

hasta 200 km, con diámetros hasta 24”. Los ductos pueden ser de tubería rígida o flexible. Estos dos

tipos de tubería tienen ventajas y desventajas, por ejemplo, la tubería rígida tiene un costo menor,

pero su instalación es lenta y costosa, mientras que la tubería flexible, presenta limitaciones técnicas

en cuanto a diámetro y profundidad, pero su instalación es relativamente simple, rápida y menos

costosa.

La peligros a los que se enfrentan los ductos en aguas profundas son de diversos tipos: suelos

irregulares y bajas temperaturas ambientales, efectos de la carga hidrostática por la profundidad,

condiciones severas de operación por hidrocarburo con temperatura y presión alta (HP/HT, por sus

siglas en inglés) y alta corrosividad.

En lo referente a las profundidades uno de los grandes retos es la instalación. Al fabricarse el ducto

en sitio, son utilizados barcos en donde se transportan los tramos de tubo hasta donde se encuentra

otro barco con el equipo para soldar los tramos y depositar el ducto en el fondo marino. La

instalación puede ser en “S” o en “J”, nombre dado por la configuración que toma la tubería desde el

barco hasta el fondo marino.

Respecto a la superficie del fondo marino, esta puede presentar pendientes muy inclinadas y/o

batimetría muy accidentada, lo cual ocasiona la presencia de claros libres en el ducto generando

grandes deflexiones en el tubo, y por efectos de la corrientes de fondo se puede presentar el

fenómeno de VIV y posible falla por fatiga.

Por otra parte, las condiciones de operación severas como las de HP/HT transmiten grandes cargas

de expansión al ducto, lo que provoca fenómenos indeseables como son el desplazamiento axial o el

pandeo de la tubería, dependiendo de las propiedades del suelo.

En resumen, la tecnología de los ductos y risers para aguas profundas (conceptos, criterios de

análisis y diseño, técnicas de instalación, mantenimiento, inspección y reparación, etc.) está en un

estado de permanente evolución. Lo anterior, debido a que esta tecnología tiene pocos años de

práctica y la industria petrolera está adquiriendo experiencia. Por lo tanto, se deben tomar medidas

apropiadas para asegurar un conveniente control de calidad y operar con un nivel de riesgo

aceptable.

Área Técnica de Ductos y Risers

Considerando las necesidades de la industria petrolera nacional de contar con la tecnología para

explotación de campos en aguas profundas, se estableció un área técnica relacionada con ductos y

risers. El objetivo de este grupo es desarrollar proyectos IDT para adaptar, mejorar y generar



tecnologías, que ayuden en el proceso de ingeniería, procura, fabricación, construcción, instalación,

prueba, arranque y operación de los sistemas de ductos y risers requeridos para la explotación de

hidrocarburos en aguas profundas.

De acuerdo a los objetivos y expectativas de PEMEX para realizar la explotación de campos en

aguas profundas, se han identificado los siguientes temas a desarrollar en proyectos IDT:

Fatiga en risers, ductos y líneas de flujo por efectos de VIV, movimientos del SFP y

operaciones de paro y arranque del sistema de producción.

Comportamiento estructural de risers, ductos y líneas de flujo debido Alta Presión y Alta

Temperatura, considerando su interacción con el suelo.

Integridad estructural de ductos y risers bajo condiciones de operación.

Para el desarrollo de estos temas IDT por parte del IMP, se requerirá la incorporación de

investigadores en las áreas de mecánica estructural, dinámica estructural e interacción suelo-

estructura, así como la creación de laboratorios para realizar la calibración de modelos analíticos y

numéricos enfocados al comportamiento estructural, simulando condiciones de cargas equivalentes

a las que estarán sujetos durante su vida útil en aguas profundas.

7. Materiales

Hoy en día, la perspectiva de explotar nuevos yacimientos de hidrocarburos en aguas profundas

representa un gran reto para la industria petrolera nacional debido a que, en estas profundidades,

existen condiciones más severas que las que prevalecen en aguas someras. Esto representa

también nuevos retos a la ingeniería mexicana porque se requiere de la aplicación de nuevas

tecnologías de materiales aún no utilizadas en México. Las propiedades de los materiales y su

comportamiento contra la corrosión, son distintas a las requeridas en aguas someras debido a

aspectos como: la profundidad, la velocidad de las corrientes en el mar, la temperatura,

concentración de oxígeno, el tipo de hidrocarburo, su composición, temperatura y presión, entre

otros.

Conforme al estado de la tecnología utilizada a nivel mundial en la especialidad de materiales y

corrosión, para afrontar los escenarios esperados de explotación de campos en aguas profundas del

territorio nacional, se identificó la problemática y necesidad tecnológica, como se muestra en la

Tabla 1.



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

Problemática Necesidad Tecnológica

Alta presión/alta temperatura (HP/HT). Mapas de degradación para materiales metálicos y no metálicos.

Modelos de corrosión.

Modelos de fatiga-corrosión.

Innovación de materiales.

Estrategias de control de corrosión: Cladding de aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) recubrimiento por soldadura (overlay), sistemas de protección catódica confiables a largo plazo, selección de materiales y recubrimientos.

Corrosión interna de ductos, equipo submarino y tanques de almacenamiento de FPSOs debido a altas concentraciones de H2S y CO2.

Corrosión microbiológica (MIC) y crecimiento marino.

Corrosión-erosión

Ductos e internos de equipo submarino:

Control de arena

Modelos de predicción de erosión.

Monitoreo de arena.

Cladding de aleaciones CRAs

Recubrimientos por soldadura (overlay).

Alta temperatura interna y baja temperatura externa.

Ductos y equipo submarino:

Aislamiento térmico mediante materiales aislantes (espuma, gel), elementos activos (resistencias eléctricas), sistemas pipe-in-pipe.

Envejecimiento de polímeros de tubería flexible y de líneas de amarre.

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

Soldadura de aceros de alta resistencia y de aleaciones CRAs para ductos.

Calificación de soldadura e inspección en línea durante el tendido de líneas.

Soldadura de materiales disímiles (tubería con cladding).

De acuerdo a la información disponible de las prospectivas de producción en aguas profundas, se

han identificado los siguientes retos tecnológicos en la especialidad de materiales y corrosión:

Explotación de campos de gas y aceite

Pozos sin intervenciones, producción de arena y aseguramiento de flujo

• Control de arena

• Control de la producción de sólidos

• Incrustaciones

Explotación de campos a profundidades mayores de 2000 m

Empleo de sistemas FPSO.

• Materiales más ligeros y resistentes

• Materiales que resistan alta presión y alta temperatura (AP/AT), además de servicio

amargo



Para coadyuvar a la solución de los retos relacionados con la selección de los materiales y la

corrosión, en el IMP se trabaja en función del Mapa Tecnológico del Área Técnica de Materiales, en

el cual se proponen los proyectos de investigación y desarrollo tecnológico, además de la creación

de un Laboratorio para la Evaluación de Materiales enfocado al soporte técnico y de laboratorio en

las siguientes áreas:

• Desarrollo de tecnologías de materiales.

• Líneas de investigación de las áreas técnicas del programa de desarrollo de campos

en aguas profundas.

• Proyectos de soluciones en zonas regionales.

El Laboratorio de Evaluación de Materiales proporcionará pruebas especializadas de materiales para

aplicación en desarrollos de aguas profundas enfocados principalmente a alta presión/alta

temperatura (AP/AT), servicio amargo y erosión-corrosión.

Del Mapa Tecnológico y en función del análisis tecnológico, se establecen las siguientes áreas de

especialidad y líneas de Investigación del Área Técnica de Materiales orientadas a dar solución a las

necesidades tecnológicas de la Industria Petrolera Nacional en aguas profundas a corto, mediano y

largo plazo:

Erosión/corrosión

Evaluación mecánica de materiales metálicos

Evaluación mecánica y desarrollo de materiales no-metálicos

Bio-corrosión y Bio-ensuciamiento (crecimiento marino)

Corrosión a AP/AT de materiales metálicos

Sistemas para la prevención de la corrosión: recubrimientos y protección catódica

La atención al fenómeno de la corrosión y la selección de los materiales trae consigo múltiples

beneficios, tales como: la extensión de vida útil y la seguridad de las instalaciones durante la

operación, el cumplimiento a diversas regulaciones de salud cada vez más estrictas; la protección al

medio ambiente y la prevención de accidentes, como derrames de hidrocarburos.

8. Equipo sobre Cubierta

La corriente de producción, que se obtiene proveniente de los pozos, para la explotación de campos en aguas profundas, de manera similar a lo que se tiene en aguas someras, no está completamente lista para su comercialización, de modo que se requiere un procesamiento primario con sistemas de proceso y de servicios auxiliares que están instalados en las cubiertas de los sistemas flotantes de producción, a la serie de equipos que conforma dichos sistemas en cubierta, en el ámbito internacional, se les denomina los topsides. La sección habitacional y en el caso de existir equipos de perforación, también se considera parte de los sistemas en cubierta. En el procesamiento de los



hidrocarburos producidos en aguas profundas, el proceso básico es la separación de sólidos, aceite, agua y gas, de manera similar a lo requerido en aguas someras y en tierra. No obstante, existen diferentes restricciones y necesidades de diseño en el caso de instalaciones en plataformas flotantes que se utilizan en aguas profundas.

Como se mencionó en la Sección de Sistemas Flotantes, existen comercialmente cuatro tipos principales de sistemas flotantes de producción, TLP, SPAR, Semisumergible y FPSO. De los cuales, el FPSO es el que tiene mayores efectos de movimiento sobre los equipos de proceso en las cubiertas y es el tipo de sistema que se ha estudiado más ampliamente en México, en el Instituto Mexicano del Petróleo, donde se cuenta con un equipo de investigadores y especialistas que han desarrollado incluso un modelo electrónico tridimensional, basado en las capacidades de diseño de ingeniería que ya se tiene en disciplinas de tales como Ingeniería de Proceso, Ingeniería Mecánica, Ingeniería Eléctrica, Ingeniería de Control e Instrumentación, Ingeniería de Telecomunicaciones, Ingeniería Naval, Ingeniería civil, Ingeniería de Riesgo y Seguridad en Procesos, entre otras. El estado del arte de los sistemas de proceso y equipos en cubierta de los sistemas flotantes de producción, a nivel mundial se puede decir que está a buen nivel en la práctica industrial. Sin embargo, se siguen requiriendo innovaciones, desarrollos tecnológicos e investigación que aborden las diferencias existentes y las ubicadas en prospectiva entre lo que se requiere de sistemas de proceso en aguas profundas, que es diferente respecto a las necesidades técnica para la explotación petrolera en aguas someras. a. Diferencias del procesamiento en sistemas flotantes para aguas profundas con respecto a

plataformas fijas y a instalaciones terrestres.

Aquí se hace una breve descripción de las diferencias principales: Efecto de movimiento en equipo de procesamiento. Los sistemas flotantes sujetos a

mayores efectos de movimiento son las semisumergibles y de manera aún más intensa, los FPSO. En este caso, el movimiento de los sistemas flotantes puede tener efectos muy severos sobre la eficiencia de todos los equipos de procesamiento donde se tenga interface líquido – gas, como lo son las torres contactoras en procesos de absorción; los separadores líquido – gas o trifásicos. En el caso de TLP y SPAR, los efectos de movimiento sobre los sistemas de proceso no son tan apreciables. Un FPSO tiene de manera muy intensa seis (6) grados de libertad de movimiento, tres (3) rotacionales (movimientos angulares): balanceo “pitch”; cabeceo “roll” y arfada “yaw”, además de tres (3) desplazamientos (movimientos lineales): asiento o retraso “surge”; escora o deriva “sway”; sustentación o “heave” en los ejes x, y, z respectivamente. Se ha reportado, que dichos movimientos afectan el comportamiento del equipo de proceso, particularmente aquellos que poseen interface líquido – vapor[5][6].

Limitaciones de espacio y peso. Las limitaciones de espacio y peso en sistemas flotantes, son mucho más severas que en instalaciones de aguas someras, dado el alto costo del espacio y el peso a soportar en instalaciones flotantes. Se prefiere utilizar equipo compacto [7],[8].



Seguridad y protección al personal. En instalaciones en aguas profundas, a diferencia de aguas someras en México, donde típicamente un complejo de plataformas puede mantener separadas distintas plataformas para fines específicos como perforación, producción, compresión, habitacional, se tienen todas esas operaciones aglutinadas en una sola instalación, de manera que los procedimientos y requerimientos de confiabilidad, riesgo, seguridad en los sistemas de proceso y protección al personal, en aguas profundas, son mucho más intensos y críticos, que en instalaciones de aguas someras.

Diseño de procesos para toda la vida útil del campo. En las nuevas instalaciones en aguas profundas se vuelve más severa la visión de diseño de los procesos de manejo de la producción para toda la vida útil de los campos, para considerar los requerimientos de equipo y procesos para distintos escenarios de producción, donde varía la cantidad de gas y agua asociada, además de la presión de producción. Por ejemplo, para la cantidad de agua producida de diseño, en aguas profundas, no es raro tener valores superiores al 80% de corte, es decir, donde al final de la vida del campo se producen 20 barriles de aceite por cada 80 de agua producida, por lo que desde el inicio del diseño deberán considerarse los equipos necesarios para el manejo del agua producida a lo largo de la vida de explotación. El diseño de procesos para toda la vida del campo es crítico, debido a que cambios posteriores saldrían incosteables, en función de las grandes distancias en las que generalmente están los sitios en aguas profundas y al costo de los servicios requeridos.

Procesamiento y disposición de gas. La especificación de contenido de agua en el gas, para evitar la formación de hidratos, generalmente es más estricta en aguas profundas, del orden de 2-3 lb de agua/millón de ft3, dado que el gas puede ser enviado por ducto en ambientes oceánicos con temperaturas cercanas a los 5 °C y a mayores presiones que en aguas someras[4], puesto que los ductos deben ir de los sistemas flotantes hacia el lecho marino, donde son soportados, y luego alcanzar puntos de interconexión. Una fracción del gas debe ser endulzada, de no contarse con otra fuente de combustible, esto se realiza generalmente con aminas, el proceso suele ser el mismo en aguas someras que en profundas. Las restricciones de quema de gas implican opciones complejas de tratamiento y disposición del mismo.

b. Prospectiva de la ingeniería de Proceso y Equipos sobre Cubierta en México y el mundo.

Los sistemas de proceso y los equipos en cubierta de sistemas flotantes para la explotación de campos en aguas profundas de los siguientes años estarán siendo sujetos a una atención de manera aún más intensa de las diferencias que existen entre el procesamiento en plataformas fijas o en tierra, contra lo que se requiere en sistemas flotantes que antes se mencionaron. Adicionalmente se prevé que la ingeniería en México y en el mundo, abordará los siguientes aspectos en aguas profundas: Procesamiento de crudos pesados. Se estima que los primeros desarrollos de campos en

aguas profundas de Pemex Exploración y Producción no serán para crudos pesados. Sin embargo, por las características del petróleo en México, es posible que eventualmente se requiera la explotación de campos con crudos pesados, lo que en aguas profundas trae requerimientos especiales relacionados con: la complejidad del procesamiento; el aseguramiento de flujo y la rentabilidad de los proyectos.



Procesamiento submarino. El procesamiento submarino en aguas profundas, aunque puede utilizarse también en aguas someras, es una necesidad económica debido a la reducción que puede lograrse con la separación, bombeo y compresión submarinos, tendiente a la eliminación o ahorro en infraestructura flotante de procesamiento en cubierta. Los sistemas y equipo de proceso tenderán a aplicaciones en el lecho marino.

Procesamiento de gas en sitios de aguas profundas. Esto incluye innovaciones en sistemas de proceso tales como: producción de gas natural licuado (LNG por sus siglas en inglés); conversión de gas a combustibles líquidos, producción de metanol a bordo de sistemas tipo FPSO, etc.

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

Evaluación e Innovaciones en equipo de separación submarina y en sistemas de procesamiento

tanto submarino como en cubierta de sistemas flotantes. Simulación y Optimización de Procesos tanto en estado estable como en régimen dinámico. Mejoras tecnológicas al procesamiento primario de crudos pesados tanto en sistemas

submarinos como en sistemas flotantes de producción. Tecnologías para asegurar la integridad mecánica del equipo de proceso tanto en sistemas

submarinos como en sistemas en cubierta de plataformas flotantes.

La ingeniería en México y en el mundo tiene el reto no solamente de contar con los recursos económicos necesarios para afrontar tales desafíos, sino igualmente importante, requiere de la infraestructura humana conformada por cuadros muy amplios no solo en número sino en la calidad de su preparación de las distintas ingenierías involucradas así como la capacidad para atraer, retener y promover un ambiente apropiado para la innovación y el desarrollo tecnológico.

9. Control

En la explotación de campos en aguas profundas es requerido el uso de instalaciones submarinas para la extracción del hidrocarburo. Como parte de estas instalaciones se tiene el sistema submarino de producción, el cual comúnmente esta conformado por colectores (manifolds), cabezales de pozos, árboles de válvulas, y equipos asociados a estos, necesarios para la extracción del fluido de producción (generalmente hidrocarburo y/o gas).

Entre estos equipos asociados, se tiene el sistema de control de producción submarina, cuya función es operar las válvulas y los estranguladores contenidos en el sistema submarino de producción, además, de realizar la supervisión, a través de sensores submarinos, de las condiciones de operación con el fin de asegurar la extracción del fluido de producción sin poner en riesgo la integridad de las instalaciones submarinas de producción. Hoy en día, no sólo se busca garantizar la adecuada operación de los sistemas de control de producción a profundidades mayores (> 300 metros), sino también, se trabaja en procedimientos que



provean una supervisión y un control automático con el objetivo de optimizar la extracción del fluido de producción, así como, de disminuir o eliminar la intervención del operador en tareas donde se ponga en riesgo la integridad del personal y/o de las instalaciones costa afuera de producción. Tecnología de Sistemas de Control de Producción Submarina. El desarrollo tecnológico de las distintas alternativas para el control y la supervisión de las instalaciones submarinas de producción se ha debido principalmente a la necesidad de la extracción del fluido de producción en condiciones ambientales cada vez más extremas, ubicaciones menos accesibles y profundidades mayores. Se puede considerar cada nueva alternativa de sistema de control como una versión mejorada de su predecesor, esto es, con un principio similar de funcionamiento, adicionando nuevas características que permitan su adecuada operación en condiciones más adversas. Una breve descripción de las alternativas de sistema de control de producción submarina con mayor transcendencia en la explotación en campos en aguas profundas se enumera a continuación: 1. Sistema de Control Hidráulico Directo: La operación del suministro hidráulico en la superficie

es usada directamente con una línea dedicada para cada función en el árbol submarino.

2. Sistema de Control Hidráulico Piloto: Su operación requiere un suministro hidráulico para operar las válvulas del árbol y una línea adicional de fluido de control por cada válvula piloto. El fluido de control opera la válvula piloto intermediaria la cual bloquea o permite el suministro hidráulico que opera la válvula en el árbol submarino.

3. Sistema de Control Hidráulico Secuencial: Con un funcionamiento similar a su antecesor, este sistema tiene la distintiva que usa válvulas piloto que bloquean o permiten el paso del suministro hidráulico a la variación de la presión en el suministro de fluido de control a la válvula en el árbol submarino, esto permite usar (en teoría) una sola línea piloto para activar secuencialmente el conjunto de válvulas en el árbol submarino.

4. Sistema de Control Electrohidráulico Piloto. Este sistema usa válvulas solenoide las cuales sustituyen a las válvulas piloto, estas son operadas con una línea de suministro individual. Con pulsos eléctricos, el actuador de la válvula abre o cierra la compuerta de la válvula solenoide permitiendo o bloqueando el flujo hidráulico que opera la válvula en el árbol submarino.

5. Sistema de Control Electrohidráulico Multiplexado: En este sistema de control a diferencia de su antecesor, una sola línea de comunicación en el umbilical es utilizada para enviar y recibir información entre el equipo submarino y el equipo en superficie. Como su nombre lo dice, la comunicación se realiza de forma multiplexada, lo cual también admite el uso de sensores.



6. Sistema de Control Todo Eléctrico: En este sistema se elimina la necesidad de fluido de control hidráulico sustituyéndola por suministro eléctrico, con el cual se controlan válvulas solenoides instaladas directamente en el árbol submarino.

La figura 1 muestra un ejemplo de tipología básica de un árbol submarino de producción operado por un sistema de control electrohidráulico.

Figura 1. Tipología básica de un Árbol Submarino controlado por un Sistema de Control Electrohidráulico Multiplexado. Fuente: Production Control Systems: An

Introduction, Jacek S. Stecki, Department of Mechanical Engineering, Monash University, Exploration & Production: The

Oil & Gas Review - 2003 . Industria de Sistemas de Control de Producción Submarina. Las instalaciones de producción submarina han probado su confiabilidad en servicio y como su costo, en términos relativos, ha caído, la industria del petróleo las ha aceptado como una opción técnicamente viable y competitiva para la explotación de campos en aguas profundas. La figura 2 provee información donde relaciona los distintos fabricantes y la cantidad de sistemas de control de producción submarina instalados.

0

5

10

15

20

25

30

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

W - S. America

W - N. America

E - N. Sea

E - Asia/Pacific

E - Africa/Medit.

Count of Tree_ID

Controller_Mfg

Hemisphere

Figura 2: La gráfica muestra el número de de sistemas de control de producción submarina instalados por cada fabricante. Fuente: Quest Offshore Resources, Inc., Database Reports. http://www.questoffshore.com/Home/ImageGallery/QSDBOverview/

Propuesta para el Área Técnica. A continuación se hacen los cuestionamientos sobre las necesidades de conocimiento respecto al comportamiento de equipos submarinos y el diseño de los mismos, tales como:



¿Cuál alternativa de sistema de control de producción submarina es la más adecuada para la explotación en aguas profundas mexicanas?

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

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

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

Indudablemente para poder responder estas preguntas, se requiere de un grado de conocimiento tanto del sistema de control de producción submarina como de las necesidades del sistema submarino de producción que se va a supervisar y controlar. En un comienzo se puede proporcionar una solución rápida en cuanto al costo y disponibilidad del equipo, pero esto no garantiza el éxito del proyecto debido a factores técnicos y operacionales que requieren ser considerados. Por otra parte, como se menciona anteriormente, existen distintas alternativas de sistema de control para producción submarina y diferentes compañías fabricantes, lo cual también genera interrogantes si existe compatibilidad entre estos equipos y si éstos permiten la conexión de componentes con el fin de optimizar costos o fungir como una opción de respaldo en caso de falla o sustitución. En parte, por lo anterior se está conformando, a mediano plazo, a un grupo de expertos en el área de control y automatización que estén familiarizados con los componentes de cada alternativa de sistema de control de producción submarina con el fin de desarrollar estrategias integrales de supervisión y control automático, ya sea en la selección de componentes, como en el desarrollo de software, que permitan proporcionar a PEMEX una mayor capacidad de interacción con los proveedores de esta tecnología durante la evaluación, selección, adquisición, operación y mantenimiento del equipo. En términos generales, el IMP se prepara para ayudar a PEMEX en la optimización del proceso de aplicación de tecnología en condiciones propias desde el punto de vista de las condiciones de sitio como de producción de las aguas profundas mexicanas y lograr así una mejor elección de los proveedores de tecnología por medio de la evaluación y la selección de las distintas opciones de sistemas de control de producción submarina y sus componentes utilizando lineamientos en base a características técnicas de operación y experiencias previas en equipos ya instalados con expertos en el área.



10. Riesgo y Confiabilidad

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

En las diferentes etapas del proyecto o vida de servicio de los sistemas de producción para aguas profundas se deben tomar decisiones relacionadas con los niveles aceptables de riesgo y el establecimiento de filosofías de diseño y operación que permitan una adecuada administración del riesgo. Por ejemplo, para la planeación, selección y diseño de los sistemas es necesario tomar decisiones respecto de los factores de seguridad que se deben emplear, de tal manera que respondan a los niveles aceptables de riesgo del operador o del estado y a las características propias de los peligros naturales en los ámbitos de explotación. Para la operación de los sistemas es necesario implementar estrategias de administración de la integridad mediante las cuales se asegure que las instalaciones operan con niveles adecuados de seguridad. La administración de la integridad de los sistemas requiere de filosofías de inspección basadas en riesgo, que permitan la detección y evaluación oportuna de daños y deterioro que afectan la capacidad resistente y el desempeño de los sistemas, así como de estrategias de mantenimiento que prioricen adecuadamente la prevención o reparación de daños con base en su impacto en el riesgo y la seguridad de la instalación. En general, el manejo del riesgo involucra principalmente un adecuado conocimiento de los peligros (dadas las incertidumbres en el pronóstico a futuro de sus intensidades y frecuencia se recurre a una caracterización probabilística), metodologías para evaluaciones cuantitativas de los riesgos, criterios para establecer los niveles aceptables de riesgo, y especificaciones y procesos establecidos en la regulación o normatividad, como es el caso de la definición de factores de seguridad, de procedimientos de operación, o la implementación de sistemas de administración de la integridad.

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



fallas de elementos constitutivos. Este enfoque permite la representación esquemática de los sistemas mediante modelos jerárquicos adecuados para una evaluación cuantitativa de riesgo mediante el uso de herramientas como las Redes Probabilísticas Bayesianas (RPB). Las RPB están constituidas por nodos y por las relaciones de dependencia o de causa-efecto entre ellos. Los nodos representan variables asociadas con incertidumbre. Esta incertidumbre se representa en las redes bayesianas asignando probabilidades condicionales para los posibles estados de los nodos dado un cierto estado de los nodos que los anteceden. La principal ventaja de las RPB es que permiten representar gráficamente las secuencias de eventos de falla e incluir en el análisis la dependencia probabilista entre dichos eventos. Mediante la aplicación de técnicas bayesianas, la red permite evaluar las probabilidades marginales de las variables en cada nodo de la red, así como introducir evidencias respecto del estado de las variables de algunos nodos y evaluar las correspondientes consecuencias condicionales de falla. La evaluación de las consecuencias de falla mediante las RPB se puede fácilmente incorporar en los modelos Costo-Beneficio para el Ciclo de Vida de un sistema (LCCB, por sus siglas en inglés) para obtener soluciones óptimas que maximicen la relación beneficio (por ejemplo en términos de seguridad, protección de vidas humanas, protección del medio ambiente) versus costos (por ejemplo de inversión inicial en construcción o costo de los programas de inspección o de las políticas de mantenimiento). Las soluciones óptimas que resultan de los métodos LCCB deben ser revisadas para verificar que los niveles de riesgo que representan son aceptables para el operador o una sociedad. Un criterio que actualmente se viene empleando para establecer niveles de riesgo aceptables desde el punto de vista de la protección a la vida humana es el basado en el Índice de Calidad de Vida (LQI, por sus siglas en inglés). Este índice se define en términos de la proporción del producto interno bruto que un país o sociedad invierte en seguridad, la esperanza de vida al nacer, y de los recursos disponibles en una sociedad para el consumo. El principio basado en el LQI postula que cualquier inversión en reducción del riesgo para protección de la vida humana debe conducir a un incremento en dicho índice. La aplicación de este principio permite establecer un criterio para la inversión anual en protección de vidas humanas en función de la tasa de falla de los sistemas, de donde se deduce un límite aceptable máximo para la probabilidad de falla de los sistemas.

La administración del riesgo para el diseño y operación de instalaciones en aguas profundas se ha regulado a través de diferentes documentos de índole normativo. En el caso del diseño la filosofía consiste en establecer categorías para los componentes de un sistema en función de los riesgos asociados con su falla. Cada categoría corresponde a un nivel de riesgo y se especifican los índices de confiabilidad requeridos para el diseño de los componentes de los sistemas. Mediante método de análisis de confiabilidad se establecen los factores de seguridad que se deben aplicar en el diseño a fin de cumplir con los niveles de riesgo aceptables. Esta filosofía se encuentra en documentos con fines normativos y recomendaciones prácticas para aplicación industrial, como es el caso del Offshore Standard DNV-OS-E301 “Position Mooring” para el diseño de las líneas de amarre de los sistemas flotantes, el ISO 19904-1 “Monohulls, Semi-submersibles and SPARS” para el diseño de cascos, o el DNV-RP-E303 “Geothecnical Design and Installation of Suction Anchors in Clay” para pilotes de succión.



En México estas filosofías de diseño basadas en la administración del riesgo se encuentran en las normas de referencia de Petróleos Mexicanos para el diseño de plataformas fijas y ductos marinos. Los primeros estudios para la generación de dichas normas se efectuaron entre los años 1996 y 1998 para las instalaciones de la Sonda de Campeche a raíz del paso del Huracán Roxana en octubre de 1995. Los resultados de los estudios permitieron generar la norma de referencia NRF-003-PEMEX-2000 para el diseño y evaluación de plataformas fijas y la norma NRF-013-PEMEX-2000 para el caso de ductos marinos. Las normas establecen categorías para clasificar las plataformas y ductos en función de indicadores del nivel de riesgo, tales como el volumen de producción manejado, o el tipo de fluido y la cercanía a una instalación en el caso de los ductos. Posteriormente se efectuaron los estudios de riesgo para establecer las especificaciones de diseño y evaluación para la Región Norte, el campo Lankahuasa y el Activo Litoral de Tabasco. Las normas de referencia han sido actualizadas en sus ediciones NRF-013-PEMEX-2005 y NRF-003-PEMEX-2007 con un alcance ampliado.

En años recientes se han llevado a cabo en el Instituto Mexicano del Petróleo los desarrollos necesarios para contar con las metodologías para generar normas de diseño de sistemas flotantes de producción almacenamiento y descarga (FPSO) para aguas profundas. Se cuentan con los modelos de RPB para el análisis de riesgo estructural de las líneas de amarre, el casco y los risers flexibles de los sistemas FPSO. Se cuenta también con las metodologías de análisis de confiabilidad para generar los factores de seguridad de los principales estados límite en el diseño de dichos componentes, en función de los índices de confiabilidad requeridos y calibrados a las condiciones ambientales características del Golfo de México. Actualmente se encuentran en ejecución en el Instituto Mexicano del Petróleo proyectos de desarrollo tecnológico para generar los modelos y metodologías que permitan evaluar riesgos y calibrar factores de seguridad, con base en análisis de confiabilidad, para plataformas flotantes tipo Semi-sumergibles y para pilotes de succión, que es el tipo de cimentación utilizado con mayor frecuencia en aguas profundas.

Para atender los requerimientos del desarrollo de infraestructura para aguas profundas en el mediano plazo, será necesario dirigir la investigación y desarrollo tecnológico a los métodos de inspección basada en riesgo para sistemas FPSO y plataformas Semi-sumergibles, así como para sistemas submarinos de producción. Se deberá incursionar en el desarrollo de modelos de análisis de riesgo cuantitativo para otros tipos de plataformas flotantes, como es el caso de las de piernas atirantadas (TLP) y las SPAR. Dado que algunos sistemas utilizan anclas deberán también generarse las metodologías y procedimientos para establecer los requerimientos y especificaciones para este tipo de componentes con base en criterios de riesgo y confiabilidad. A largo plazo, se pueden complementar los métodos para inspección basada en riesgo y generar estrategias de mantenimiento con el fin de que se incorporen en los sistemas de administración de la integridad para la operación de sistemas flotantes. Dados los retos que se enfrentarán al incursionar en aguas ultra-profundas, para las que se desarrollan nuevas configuraciones y se estudia el uso de nuevos materiales, como es el caso de los risers híbridos, compuestos y de titanio, será necesario generar métodos apropiados para el análisis confiabilidad de estos sistemas.



11. Inspección y Mantenimiento

Antecedentes

A fin de que la infraestructura petrolera en aguas someras opere en condiciones de seguridad se

realizan periódicamente actividades de inspección y mantenimiento. La infraestructura que se instale

para la explotación de campos en aguas profundas con mayor razón debe de mantenerse en

condiciones óptimas para una operación segura. En este sentido, actualmente se emplea el

concepto de administración de la integridad que tiene como propósito implementar un plan que

incluya las diferentes actividades necesarias para mantener a las instalaciones en buen estado.

Objetivo del área

El área de inspección y mantenimiento tiene como objetivo realizar proyectos de investigación y

desarrollo tecnológico en temas relacionados con la administración de la integridad de los sistemas

de explotación de campos en aguas profundas para ofrecer el apoyo científico y tecnológico que

Petróleos Mexicanos pueda requerir durante la explotación de estos campos.

Administración de la Integridad

La administración de la integridad considera las actividades necesarias para mantener la integridad

de cada uno de los sistemas de explotación durante la vida de servicio (20+ años). Para ello, es

necesario desarrollar filosofías y planes que incluyan entre otros aspectos, los peligros que atentan

contra la integridad, modos de falla, niveles de riesgo, medidas mitigantes, la estrategia de

administración de la integridad, evaluación de la integridad y reparación de daños o fallas.

La estrategia de la administración de la integridad considera actividades tales como: monitoreo,

inspección, pruebas y análisis, mantenimiento y reparación.

Monitoreo.- Entre las variables que se monitorean

están las siguientes: presión, temperatura,

deformaciones, aceleraciones, giros, desplazamientos,

posición global y cargas. Los sistemas de monitoreo

se componen de sensores, medio de transporte de la

información y equipos electrónicos de adquisición,

procesamiento, presentación y almacenamiento de

datos. Haciendo uso de tecnologías tales como: fibra

óptica, medidores de deformación, celdas de carga, acelerómetros, sistema de posicionamiento

global (GPS), sistemas de video y sistema de medición de protección catódica.



Inspección.- En términos generales, las inspecciones

pueden ser de dos tipos: inspecciones visuales e

inspecciones con pruebas no destructivas.

Las inspecciones visuales en aguas profundas se realizan

con vehículos operados remotamente (ROVs), los cuales

portan un sistema de iluminación y cámaras de video. Por

medio de fibra óptica se envían los datos de video al

operador del ROV para interpretación y almacenamiento.

La inspección de defectos internos en los materiales

se realiza empleando técnicas no destructivas tales

como: ultrasónicas, electromagnéticas y radiográficas;

aplicadas por medio de personal especializado, buzos,

ROVs, vehículos submarinos autónomos y diablos

inteligentes.

En el caso de ductos en aguas profundas, la

inspección interna presenta varios retos, entre los

cuales están: a) El tipo de material del ducto. b) La alta presión y alta temperatura. c) Espesores

mayores.

Estas tecnologías son continuamente modificadas o mejoradas para satisfacer las demandas

tecnológicas de la industria.

Pruebas y análisis.- Se realizan pruebas para

determinar el estado de un sistema, por ejemplo,

una prueba hidrostática a un ducto. Asimismo, se

realizan análisis numéricos con herramientas

computacionales haciendo uso de datos del

monitoreo para determinar el estado de los sistemas y detectar oportunamente problemas de

integridad.

Mantenimiento.- Las actividades de mantenimiento pueden ser: sustitución de recubrimientos

anticorrosivos, sustitución de ánodos de sacrificio desgastados, limpieza interior de ductos y

tanques, remoción de crecimiento marino, etc.

A grandes profundidades algunas de estas actividades se realizan con herramientas

especializadas y con el apoyo de ROVs.



Reparación.- Las reparaciones a grandes profundidades son

realizadas por ROVs empleando sistemas de reparación,

herramientas especializadas y embarcaciones de apoyo. Se

deben definir los procedimientos de reparación, sistemas de

reparación compatibles con las características del ducto dañado,

ROVs necesarios, herramientas especializadas y embarcaciones

de apoyo.

Obtención de las tecnologías

El proceso de adquisición del conocimiento de las tecnologías

mencionadas ha iniciado con la participación en proyectos de

asimilación con poseedores de la tecnología y continuará con el

desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico. Los

proyectos se realizan haciendo uso de la infraestructura propia, así

como la infraestructura de las instituciones participantes. Para lo

antes mencionado, se ha identificado una red nacional e

internacional formada por centros de investigación, universidades,

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

Recursos Humanos

La plantilla de personal actual la integran dos doctores y un ingeniero quienes cuentan con amplia

experiencia en el área de inspección y mantenimiento de los sistemas de explotación en aguas

someras y han participado en proyectos y actividades de asimilación de tecnologías empleadas en

los sistemas de explotación en aguas profundas. Dicha plantilla debe ampliarse de acuerdo con el

crecimiento de la infraestructura petrolera en aguas profundas y con las demandas de soporte

científico y tecnológico de la industria. Por lo tanto, se pretende la contratación de personal con

doctorados afines a esta área, así como la formación de profesionales en programas de posgrado

de instituciones nacionales y extranjeras de reconocido prestigio. Para facilitar este proceso, también

se ha identificado la necesidad de establecer convenios de colaboración con estas instituciones.



12. Conclusiones.

La visión conjunta IMP-PEMEX de iniciar el proceso de asimilación de tecnología de

sistemas para aguas profundas en el año 1984, ha sido la piedra angular en la obtención de

las capacidades actuales.

La formación de recursos humanos es la base para lograr los objetivos del IMP y PEMEX en

aguas profundas. El Programa de Recursos Humanos, deberá mantenerse

permanentemente para responder en forma oportuna a los retos presentes y futuros.

Debido a la alta complejidad de la explotación de los campos en aguas profundas, la única

forma de superar los retos tecnológicos es a través de la colaboración con otras

instituciones, centros de investigación, compañías fabricantes y prestadoras de servicios,

tanto nacionales como extranjeras.

Para apoyar la estrategia se requiere contar con infraestructura complementaria de

laboratorios especializados para el desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo de

tecnología, así como para la evaluación y selección de equipos y sistemas.

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

Por lo que respecta a la incorporación de las compañías mexicanas proveedoras de bienes

de capital y servicios, se deberán aprovechar experiencias de procesos similares en la

explotación de hidrocarburos, a través de alianzas y asociaciones de empresas nacionales

con empresas extranjeras.

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