Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas

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SISTEMAS FLOTANTES PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN AGUAS

PROFUNDAS MEXICANAS

ESPECIALIDAD: INGENIERÍA NAVAL

Federico Barranco Cicilia Doctor en Ingeniería con Especialidad en Estructuras Marinas

26 de Enero de 2012

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

CONTENIDO

Página

RESUMEN EJECUTIVO 3 1. INTRODUCCIÓN 4

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA 8 PERSPECTIVAS DE MÉXICO EN AGUAS PROFUNDAS 13

3.1. Estrategia actual de producción de PEMEX 13 12. Producción esperada en aguas profundas mexicanas 15 3.3. Avances en la actividad exploratoria en aguas profundas 15

DESARROLLO DE CAMPOS BASADOS EN SISTEMAS FLOTANTES 18 4.1. Características de los sistemas flotantes 18 4.2. Filosofías de diseño 22 4.3. Estado actual de las tecnologías 24 4.4. Planeación del desarrollo de campos 27 4.5. Criterios de selección de sistemas flotantes 30

4.5.1. Características del yacimiento 31 4.5.2. Requerimientos funcionales 31 4.5.3. Condiciones del sitio 32 4.5.4. Normatividad y otros 32

4.6. Perspectivas de proyectos integrales en aguas profundas mexicanas 34 4.7. Lecciones aprendidas por ocurrencia de accidentes o fallas 36

S. RETOS Y OPORTUNIDADES PARA LA INGENIERÍA NAVAL MEXICANA 39 5.1. Retos tecnológicos 39 5.2. Acciones de la industria mexicana 40

5.2.1. Formación de recursos humanos 41 5.2.2. Desarrollo de proveedores nacionales 41 5.2.3. Investigación y desarrollo tecnológico 42 5.2.4. Redes de Cooperación 42

6. CONCLUSIONES 44 REFERENCIAS 45 AGRADECIMIENTOS 47 CURRICULUM VITAE DEL CANDIDATO 49

Especialidad: Ingeniería Naval 2


RESUMEN EJECUTIVO

El lento desarrollo de fuentes alternativas de energía ha mantenido hasta la actualidad al petróleo como la principal fuente de combustibles en el mundo; sin embargo, la producción global de aceite y gas dentro de los continentes y en aguas someras ha iniciado su declinación. La disminución de las reservas ha motivado a la industria internacional a incursionar en el mar en aguas cada vez más profundas en la búsqueda de nuevos yacimientos, logrando récords de perforación de pozos y de producción en profundidades próximas a los 3,000 m. Se estima que esta tendencia se mantendrá e inclusive se incrementará al continuar en la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas localizados en aguas ultra-profundas.

Petróleos Mexicanos (PEMEX) se encuentra en la fase exploratoria de las cuencas del Golfo de México profundo, durante la cual ha estimado un recurso prospectivo de 29.5 mil millones de barriles de crudo equivalente, que representa casi el 60% del total del país. Como resultado de estas exploraciones ya se han encontrado varios yacimientos de hidrocarburos, para los cuales se están efectuando proyectos para evaluar la factibilidad de su desarrollo, e incluso se encuentra en curso la fase de ingeniería básica del proyecto de gas no asociado para el campo Lakach, localizado frente a las costas de Veracruz en un tirante de 988 m.

Para poder llevar a cabo este tipo de proyectos de alto contenido tecnológico y gran complejidad, PEMEX requiere de la participación de las Instituciones de Investigación y de Educación Superior del país para formar recursos humanos altamente calificados y adquirir tecnologías para, en una primera instancia, seleccionar inteligentemente los sistemas de producción disponibles en el ámbito internacional; para posteriormente, fortalecer los programas de desarrollo tecnológico y el establecimiento de infraestructura de investigación con la finalidad de adaptar las tecnologías adquiridas a las condiciones locales de nuestros mares y de nuestros hidrocarburos. Las acciones para la formación de recursos humanos y el desarrollo de las tecnologías deberán estar acompañadas de políticas gubernamentales para la generación y/o fortalecimiento de los sectores industriales en el país para suplir los materiales y equipos; para construir, transportar, instalar, operar, e inspeccionar las obras; así como para dar mantenimiento y efectuar el retiro de los sistemas submarinos, de los ductos y de los sistemas flotantes de producción una vez concluída su vida útil.

El presente trabajo tiene como objetivo describir las tecnologías que PEMEX requiere para efectuar la explotación de los recursos petroleros en aguas profundas, enfocándose principalmente a los sistemas flotantes de producción por ser una de las partes torales de los proyectos y por ello mismo, de la Ingeniería Naval, que se involucra de manera fundamental en todas sus fases, desde la planeación e ingeniería, hasta la construcción, instalación y operación de la infraestructura. Asimismo, se indican los retos y las oportunidades de la Ingeniería Naval mexicana para coadyuvar a la implantación, adaptación y concepción de tecnologías que permitan el desarrollo de los proyectos de inversión en aguas profundas y ultra-profundas de PEMEX.

Palabras clave: Aguas Profundas, Campos Petroleros, Sistemas Flotantes de Producción, Ingeniería Naval.



e e le 1. INTRODUCCIÓN

El incremento en la demanda de energía y el lento desarrollo de fuentes alternativas han mantenido hasta la actualidad a los combustibles fósiles como la principal fuente de energía en el mundo. En la Figura 1.1 se puede observar que aun con la declinación en la participación del petróleo como fuente de energía, pasando de 46%

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en 1980 a 37% en el año 2008, los hidrocarburos (petróleo y gas natural) representan alrededor del 60% de energía consumida en el planeta.

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e Figura 1.1. Fuentes de energía primaria en el mundo. Fuente: http://www.econlink.com.ar

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

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(MMbd), la producción de yacimientos en tierra aporta 50 MMbd y el resto proviene del mar. En la Figura 1.2 se puede observar que de los 32 MMbd de petróleo obtenido

e

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

e La producción de petróleo costa afuera en el mundo inició en los años 1930's y como puede apreciarse en la Figura 1.2, desde ese entonces se ha incrementado de manera gradual desde un modesto valor de 1 MMbd en 1960 a 32 MMbd en la actualidad. De hecho, la producción de aceite y gas en el mar ha mantenido su crecimiento aun después de que en las décadas pasadas la producción proveniente de yacimientos en tierra alcanzó su mayor nivel y ha iniciado su proceso de declinación.



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mi Costa afuera, aguas profundas

En tierra, no convencional (arenas aceitosas)

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Año

Figura 1.2. Producción global de petróleo, en tierra y en el mar. Fuente: http://edicion4.com.ar (Figura traducida al español por el autor).

En la Figura 1.3 se muestra la variación histórica de las aportaciones a la producción total de las principales regiones del mundo y sus respectivos niveles de consumo. En esta figura se puede apreciar que los países del Este Medio tienen la mayor tasa de producción pero el menor nivel de consumo de petróleo; presentándose el caso contrario para los paises de la región Asia-Pacífico, América del Norte y Europa.

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a) Producción b) Consumo Figura 1.3. Historia de la producción y consumo de petróleo en el mundo.

Fuente: http://www.economist.com


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En México, la explotación de hidrocarburos costa afuera inició a finales de los años 1970's con el descubrimiento del campo Cantareil, logrando este sector una aportación máxima al total de la producción de alrededor de 3 MMbd en el 2002, año a partir del cual inició su descenso. En la Figura 1.4 se muestra la variación de la producción de petróleo en México entre los años 1938 a 2010.

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Anos

Figura 1.4. Producción de petróleo en México. Fuente: http://www.pep.pemex.com

La producción global de aceite y gas dentro de los continentes, incluyendo a México, ha tenido una caída de hasta 10 MMbd con respecto a su máximo valor histórico de 54 MMbd logrado en 1979 (Sandrea, 2010), como se puede observar en la Figura 1.2. Esta situación ha motivado a la industria del petróleo incursionar en el mar y cada vez en aguas más profundas en la búsqueda de nuevos yacimientos, logrando récords de perforación de pozos en tirantes de agua mayores a 3,000 m y de producción en 2,934 m con el pozo Tobago en el Golfo de México, como se puede observar en la Figura 1.5 (Wilhoit y Chad, 2011).

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Figura 1.5. Avance en tirante en la perforación de pozos y producción de petróleo. Fuente: Wilhoit y Chad, 2011 (Figura traducida al español por el autor).


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Datos recientes indican que más de la mitad de los descubrimientos efectuados durante los últimos diez años corresponden a yacimientos costa afuera, aportando los campos en aguas profundas y ultra-profundas el 41% de las nuevas reservas (Chakhmakhchev y Rushworth, 2010). En los últimos cinco años se han efectuado hallazgos de campos gigantes o de tamaño significante con reservas de aproximadamente 41 mil MMbd en aguas profundas de Brasil, Estados Unidos, Angola, Australia, India, Nigeria, Gana y Malasia.

A pesar de los desafíos impuestos por las crisis económicas, las fluctuaciones en los precios de los hidrocarburos, el incremento en los costos de productos y servicios requeridos por la industria del petróleo, así como las regulaciones impuestas posteriores al accidente de la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México, la explotación de hidrocarburos costa afuera representa un tercio de la producción mundial y se estima que esta tendencia se incrementará al continuar en la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas localizados en aguas profundas y ultra-profundas.

En años pasados, algunos países como China, Rusia, Camerún y Libia han iniciado la exploración de sus campos en aguas profundas. México, a través de su empresa paraestatal Petróleos Mexicanos (PEMEX), se encuentra en la fase exploratoria de sus recursos petroleros en aguas profundas del Golfo de México, así como en la planeación del desarrollo de varios proyectos e incluso el proyecto para el campo de gas no asociado Lakach, localizado frente a las costas de Veracruz en un tirante de 988 m, se encuentra en la fase de ingeniería básica.

El presente trabajo tiene como objetivo describir las tecnologías que PEMEX requiere para efectuar la explotación de los recursos petroleros en aguas profundas, enfocándose principalmente a los sistemas flotantes de producción y al papel de la Ingeniería Naval durante las fases de planeación, ingeniería, construcción, instalación y operación de la infraestructura. Inicialmente se describen los sistemas utilizados tanto por la industria internacional como por la industria nacional para la producción de hidrocarburos en el mar, y las perspectivas de explotación de campos en aguas profundas de México. Después se describen las características, ventajas y desventajas de los diferentes sistemas flotantes de producción, así como la metodología utilizada para la planeación del desarrollo de campos petroleros. Asimismo, se efectúa una estimación de los posibles proyectos de inversión que PEMEX deberá llevar a cabo para lograr sus metas de producción en el horizonte 2017-2025 y se indica el sistema de producción que potencialmente puede convertirse en el primer sistema flotante en aguas profundas de México. Finalmente, se indican los retos y las oportunidades de la Ingeniería Naval mexicana para acompañar a PEMEX en la implantación, adaptación y concepción de tecnologías propias para el desarrollo de sus proyectos de inversión en aguas profundas y ultra-profundas.



le r. 2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA

t Para efectuar las actividades de producción más allá de la costa, la industria petrolera internacional ha utilizado exitosamente a las plataformas fijas, las torres flexibles, los sistemas submarinos y los sistemas flotantes (ver Figura 2.1).

Fija Sistemas Flotantes rr; •j;

Riscr .Sistems Submarinos

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

En aguas someras (tirantes menores a 300 m) es viable desde el punto de vista técnico fijar una plataforma al fondo marino, siendo éste el motivo para denominarlas

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plataformas fijas. Las columnas que soportan las cubiertas con los equipos e instalaciones de producción pueden ser de concreto o acero, las cuales se extienden

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en forma de piernas desde la plataforma superficial hasta el suelo marino y son fijadas con pilotes o estructuras masivas de concreto. Las ventajas de las plataformas fijas

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son su alta estabilidad y capacidad de carga, así como sus bajos movimientos ante las acciones meteorológicas y oceanográficas del viento, oleaje, corrientes marinas y

r mareas. Estas características les permiten manejar grandes cantidades de producción y utilizar árboles de control de pozos sobre sus cubiertas y risers (ductos ascendentes por donde viaja la producción proveniente de los pozos) de acero verticales, los cuales en su conjunto permiten reducir los costos de la infraestructura y del mantenimiento e intervención de los pozos productores.

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

C (tirantes mayores a 300 m) y profundas (tirantes mayores a 500 m) ya que no es costeable construir e instalar plataformas fijas con subestructuras tan pesadas y largas para apoyarse en el fondo marino. Sin embargo, existen varias plataformas operando en aguas intermedias estadounidenses como la plataforma Cognac en 312 m y la Bullwinkle, poseedora del récord de aplicación, en 412 m de tirante de agua.


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En la Figura 2.2 se presentan las 7 plataformas con mayor altura en el mundo, todas ellas operando en aguas intermedias estadounidenses. De acuerdo con los registros de la Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (antes MMS), Estados Unidos cuenta con 3,080 plataformas fijas en el Golfo de México (GdM).

312m 314411 326m 344m 1,02511. 1,03011. 1,07011. 1,13011 3116m 393m GOM GOM Southern GOM 1,20011 412m

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Figura 2.2. Plataformas fijas en operación en aguas intermedias de Estados Unidos. Fuente: http://offshoreindustry.blopspot.com/

Actualmente, Petróleos Mexicanos tiene en operación en el GdM alrededor de 350 plataformas fijas ubicadas en la Bahía de Campeche y frente a las costas de Tampico, Veracruz y Tabasco, en tirantes de agua menores a 100 m. La producción de los campos en aguas someras en estas regiones se efectúa a través de complejos de plataformas (ver Figura 2.3), teniendo cada una de ellas servicios específicos tales como perforación, producción, alojamiento de personal (habitacional), compresión de gas, inyección, rebombeo, recuperación, enlace y telecomunicaciones, entre otros.

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Figura 2.3. Complejo de plataformas fijas. Fuente: http://2.bI3.bIopsot.com



La explotación de hidrocarburos en aguas profundas y ultra-profundas (tirantes mayores a 1,500 m) requiere de sistemas flotantes anclados al fondo marino y/o de sistemas submarinos de producción, los cuales reciben a los hidrocarburos provenientes de los pozos y los envían a través de ductos y/o risers a instalaciones marinas cercanas o en tierra para su procesamiento, almacenamiento o venta. En la Figura 2.4 se puede observar un sistema de producción típico en aguas profundas, combinando los sistemas submarinos, los ductos y risers, y un sistema de producción flotante.

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Figura 2.4. Sistema de producción típico en aguas profundas. Fuente: btp://www.modec.com (Figura modificada por el autor).

Dentro de los sistemas flotantes de producción se encuentran los Buques de Producción, Almacenamiento y Trasiego (FPSO's por sus siglas en inglés), las plataformas Semisumergibles (Semi 's), las Plataformas de Piernas Atirantadas (TLP's por sus siglas en inglés), y las plataformas tipo Spar (ver Figura 2.1). Actualmente existen 271 sistemas flotantes de producción en servicio o disponibles en el mundo, en países como Estados Unidos, Brasil, Noruega e Inglaterra, o en los mares africanos y asiáticos. Del total, el 65% son FPSOs, 18% Semi's, lO% TLP's y 7% Spar's (IMA, 2011). El record actual de aplicación lo posee la plataforma Semisumergible Independence Hub en operación en la parte Norte del GdM en un tirante de 2,415 m.

En la Figura 2.5 se muestra el crecimiento del número de sistemas flotantes desde su aparición en la década de los años 70's del siglo pasado hasta el año 2009. En esta figura se puede observar que la tasa de crecimiento en la última decada es del 117%, siendo los FPSOs aquellos sistemas con mayor demanda seguidos por las plataformas semisumergibles. EJ futuro del mercado de los sistemas flotantes se muestra promisorio al identificar 196 proyectos en planeacióri, diseño o licitación, que potencialmente requerirán unidades flotantes de producción o almacenamiento. Brasil es la región más activa en el futuro cercano con 50 proyectos potenciales para sistemas flotantes en etapa de planeación, después continúa el Sureste asiático con 39, el Norte de Europa con 24, el Golfo de México con 19 y Australia con 11 proyectos.


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De los 196 proyectos, 53 están en la fase de licitación y los contratos para su construcción serán asignados dentro de los siguientes 12 a 18 meses. Los restantes 143 proyectos se encuentran en la fase de planeación, por lo que se estima que la construcción de los sistemas flotantes iniciará entre los años 2013 a 2018 (IMA, 2011).

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

En el caso de México, PEMEX cuenta solamente con un buque de almacenamiento y descarga (FSO), de nombre TaKuntah (ver Figura 2.6), en operación en el campo Cantareil en un tirante de 75 m, y un FPSO de nombre Yúum K'ak'náab (ver Figura 2.7) en operación en los campos Ku-Maloob-Zaap en 85 m de tirante de agua. Asimismo, en febrero del año 2010 PEMEX adquirió el buque ECO III clasificado como FPSO para la prueba de pozos.

Figura 2.6. FSO TaKuntah en operación en el campo Canta rell. Fuente: http://www.modec.com


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Figura 2.7. FPSO Yúum K'ak'náab en operación en los campos Ku-Maloob-Zaap. Fuente: http://www.marinetrafflc.com

Se estima que el primer sistema flotante en aguas profundas mexicanas se instalará entre los años 2017 y 2018, ya sea en aguas profundas del área de Perdido, frente a las costas del estado de Tamaulipas en un tirante de alrededor de 3,000 m, o en el Sur del Golfo de México en un tirante menor a 2,000 m (Barranco et al., 2010).

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3. PERSPECTIVAS DE MÉXICO EN AGUAS PROFUNDAS

3.1. Estrategia actual de producción de PEMEX

La estrategia de PEMEX para dar sustentabilidad a la plataforma de producción petrolera del país se basa en seis grandes proyectos (SENER, 2011):

• Ku-Maloob-Zaap, • Cantareli, • Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo), • Explotación (sin Chicontepec, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap), • Exploración (sin aguas profundas) y, • Aguas profundas.

Como se puede observar en la Figura 3.1, actualmente el proyecto Ku-Maloob-Zaap es el más importante del país representando el 32.6% de la producción total. Se estima que alcanzará su producción máxima en el año 2013 con un volumen de 927 Mil barriles por día (Mbd) e iniciará su etapa de declinación para el año 2014. El proyecto Cantarell pasará de 502 Mbd en 2010 a 169 Mbd en 2025, y se mantendrá como el segundo proyecto más importante hasta 2018, año en que se estima sea superado por el proyecto Chicontepec con una producción de 359 Mbd. El proyecto Aceite Terciario del Golfo se encuentra en una fase inicial de desarrollo, por lo que su nivel de producción se estima crecerá de 44 Mbd a 377 Mbd entre 2010 y 2025, convirtiéndose en el proyecto de mayor aportación superando a Ku-Maloob-Zaap a partir de 2022 (SENER, 2011).

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Figura 3.1. Producción por categoría de proyectos en el horizonte 2010-2025. Fuente: SENER, 2011.



Adicionalmente a los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y ATG, existen otros que se encuentran en explotación y que contribuirán a mantener la producción de corto y mediano plazo, destacando los proyectos Integral Crudo Ligero Marino, Complejo Antonio 3. Bermúdez, Ixtal-Manik, el integral campo Caan, el integral Chuc, Integral Bellota Chinchorro, Jujo-Tecominoacán y Delta del Grijalva, con una producción conjunta mayor al 20% del total nacional estimado durante 2010-2017 (SENER, 2011).

En relación a los proyectos exploratorios se estima que los campos por desarrollarse incorporarán producción a partir de 2013 a través de los proyectos integral cuenca de Veracruz, Litoral Tabasco Terrestre, Campeche Poniente, Simojovel, cuenca de Macuspana, Comalcalco, Julivá y Cuichapa, con un volumen aproximado de 25 mbd. Posteriormente, se planea incorporar otros proyectos que en conjunto aportarán 1,426 mbd en 2025, sin considerar los proyectos de aguas profundas (SENER, 2011).

De acuerdo con la estrategia de exploración y producción de PEMEX, se estima que existe el potencial para incorporar producción de tres proyectos exploratorios en aguas profundas denominados como Golfo de México B, Golfo de México Sur y Area Perdido. La delimitación de las áreas exploratorias de cada proyecto se muestra en la Figura 3.2. El reto en los proyectos de aguas profundas es importante, ya que se pretende establecer la producción comercial de hidrocarburos a partir de sedimentos Terciarios y Mesozoicos en tirantes de agua mayores a 500 metros (SENER, 2011).

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Figura 3.2. Regiones de los proyectos en aguas profundas mexicanas. Fuente: Suárez (i), 2011.


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3.2. Producción esperada en aguas profundas mexicanas

De acuerdo con estimaciones de PEMEX Exploración y Producción (PEP), la primera producción de yacimientos localizados en aguas profundas se obtendrá a finales de 2017, con un volumen inicial de 5 Mbd proveniente del proyecto Golfo de México B; para el año 2018 se prevé agregar producción de los proyectos Golfo de México Sur y Area Perdido; estimándose que estos tres proyectos alcancen una aportación de 784 Mbd en 2025 (SENER, 2011). En la Figura 3.3 se muestran las metas de producción de PEMEX en aguas profundas para el periodo 2017-2025.

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Figura 3.3. Producción esperada de aguas profundas en el horizonte 2017-2025. Fuente: SENER, 2011.

Para lograr estas metas PEP planea incrementar en el corto plazo la adquisición de sísmica 3D, que permita mejorar la estimación de los recursos prospectivos, identificar nuevas oportunidades y reducir el riesgo exploratorio de los proyectos de aguas profundas.

3.3. Avances en la actividad exploratoria en aguas profundas

Derivado de los trabajos de exploración geofísica, desarrollados a partir de 2007 PEMEX ha adquirido más de 37 mil Km 2 de sísmica 3D del subsuelo marino del Golfo de México profundo, para acumular un total de 55 mil Km 2 . Con base en la interpretación de los datos sísmicos, se han perforado a la fecha un total de 16 pozos, siendo 9 productores y 7 improductivos. Los pozos exitosos han permitido la incorporación de más de 540 MMbpce de reservas 3P, definiendo a las reservas 3P como la suma de las probadas, probables y posibles. El pozo exploratorio con mayor


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Sistemas Flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas,

tirante de agua perforado por PEMEX hasta la fecha es el Piklis-1, localizado a 138 Km de las costas de Veracruz en una profundidad de 1,945 m.

La actividad exploratoria de PEMEX en el Golfo de México ha permitido iniciar la evaluación directa de las siguientes provincias geológicas: (a) en el Cinturón Plegado Catemaco y al Sur de las Cordilleras Mexicanas, en el área de Holok-Lipax, se descubrió una provincia gasífera con recursos prospectivos en un rango de 5 a 15 MMM Mpc de gas; y (b) en el área Nox-Hux se identificó la presencia de yacimientos de aceite pesado y extrapesado, que representan la continuidad de los trenes de producción de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap (Suárez (i), 2011).

En la Tabla 3.1 se presentan los datos de los pozos terminados hasta la fecha, los que se encuentran en perforación y los planeados para perforarse en aguas ultra-profundas del Golfo de México para el año 2012 (Suárez (u), 2011).

Status Pozo Tiraj)_idrocarburo Año Chuktah-201 512 Improductivo 1999 Nab-1 680 Aceite 2000 Noxal-1 935 Gas 2005 Lakach-1 988 Gas 2006 Lalail-1 805 Gas 2007 Tamil-1 778 Aceite 2008 Chelem-1 810 Improductivo 2008 Tamha-1 1,121 Improductivo 2008

t Etbakel-1 681 Improductivo 2009

! Kabilil-1 740 Improductivo 2009 Leek-1 851 Gas 2009 Holok-1 1,028 Improductivo 2009 Catamat-1 1,230 Improductivo 2009

e Lakach-2DL 1,196 Gas 2010 Labay-1 1,700 Gas 2010 Piktis-1 1945 Gas 2011

t Puskón-1 600 2011 Talipau-1 940 2011

' 2 Hux-1 1,130 2011 . Nen-1 1,495 2011

Kaxa-1 1,800 2012 . Yoka-1 2,090 2012

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

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

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

e perforación y los planeados para el año 2012 en la región Norte del Golfo de México tienen el firme propósito de hallar aceite con una calidad comercialmente explotable.

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


e

t Sistemas Flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.

área donde se localiza el campo Perdido de la compañía Shell, el cual se encuentra produciendo 100 Mbd, con la esperanza de que los prospectos identificados en aguas mexicanas sean igualmente productivos. El pozo Maximino-1 puede romper el récord de Piklis-1 impuesto en el primer semestre de este año, al estar localizado el sitio de perforación en el área de Perdido en un tirante de agua de 2,933 m.

Es importante mencionar que dentro del área del Golfo de México profundo PEP no ha t identificado cuencas prospectivas con tamaño de reservas gigantes o supergigantes,

por lo que para alcanzar la producción esperada para el año 2025 se deberán explotar simultáneamente varios yacimientos.

a Especialidad: Ingeniería Naval 17


e

4. DESARROLLO DE CAMPOS BASADOS EN SISTEMAS FLOTANTES

e 4.1. Características de los sistemas flotantes

e Los sistemas flotantes se refieren a las plataformas marinas del tipo embarcación utilizados para la explotación de yacimientos petrolíferos localizados en sitios con

e tirantes de agua superiores a los 300 m, aunque algunos de ellos se pueden utilizar en aguas someras como los FPSO's. La característica distintiva entre las plataformas fijas y los sistemas flotantes es que estos últimos soportan el peso de los equipos sobre las cubiertas, los risers, las líneas de anclaje y su peso propio a través de la flotación de su casco, y utilizan un sistema de posicionamiento para mantenerse en su sitio de operación. Los componentes principales de los sistemas flotantes, tomando como

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ejemplo a una plataforma Semisumergible son: las instalaciones en las cubiertas (topside), el casco de flotación, las líneas de amarre, la cimentación y los risers de

e producción y exportación/importación (Ver Figura 4.1).

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Cubierta

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Risers de exportación

Casco de flotación

Líneas de amarre (tendones)

Conexión con Cimentación

Figura 4.1. Componentes principales de un sistema flotante.

e Fuente: httø://www.sbmatlantia.com (Figura complementada por el autor).

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

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

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

e Especialidad: Ingeniería Naval 18

e


para enviar éstos vía ductos hacia otra infraestructura en el mar o en tierra, o almacenar el aceite en su propio casco de flotación como en los FPSOs. Asimismo, en la cubierta se lo localizan las instalaciones para el alojamiento de personal operativo.

El casco de flotación puede ser compuesto por columnas y pontones (como en las TLP's y las SEMI's), por una sola columna de gran diámetro (como en las mini-TLP's y las Spar's), o tipo embarcación como los FPSO's. El casco aporta la rigidez, la flotación y la estabilidad necesarios para soportar las acciones ambientales y los pesos de los equipos y cubiertas, su peso propio, el peso de los risers y tas líneas de amarre, así como los pesos de los líquidos (aceite crudo, combustibles, agua potable y agua de lastre, entre otros) almacenados en sus compartimentos internos. En la Figura 4.2 se muestran los componentes principales de un topside y el casco de flotación de una plataforma Semisumergible.

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

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

El sistema de posicionamiento tiene como objetivo limitar los movimientos de la plataforma, generados por las acciones ambientales, dentro de un círculo de operación establecido para salvaguardar la integridad de los risers. Generalmente, el radio del círculo de operación de la plataforma es menor al 10% del tirante de agua en condiciones ambientales de tormenta. El sistema de posicionamiento puede ser pasivo, a través de líneas de amarre y cimentaciones, o dinámico, a través de hélices, o una combinación de ambos (DNV, 2008). Comúnmente el sistema de posicionamiento pasivo es utilizado para las plataformas de producción, existiendo la posibilidad de ser auxiliado por un conjunto de hélices para ambientes oceánicos severos. Las líneas de amarre pueden ser compuestas de cadena, cables de acero o poliéster, o pueden ser tubos de acero como en las TLPs. Estas líneas de amarre se conectan en su parte inferior a una cimentación embebida en el fondo marino, la cual



puede ser del tipo anda (de arrastre o con capacidad de carga vertical) o pilote (hincado o de succión).

Las plataformas flotantes poseen diferentes grados de libertad de movimiento como respuesta a las acciones meteorológicas y oceanográficas. Bajo este criterio, las plataformas flotantes pueden ser clasificadas como unidades con flotación neutra y unidades con flotación positiva. Dentro del primer grupo se encuentran los FPSO's, las Semi's y las Spar's, y en el segundo se incluyen las TLP's y las Mini-TLP's. Las plataformas con flotación neutra vibran dinámicamente en seis grados de libertad, tres movimientos de traslación en dirección de los ejes X, Y y Z, y tres movimientos de rotación alrededor de los mismos ejes: avance (surge), deriva (sway), arfada (heave), cabeceo (pitch), balanceo (ro/O y guiñada (yaw), respectivamente. Estos seis grados de libertad se ilustran en la Figura 4.3. Las plataformas con flotación positiva tienen un empuje mayor que su peso y son ancladas al fondo marino por líneas que se mantienen siempre en tensión, llamadas tendones. Los tendones son tubos de acero que restringen los grados de libertad de arfada, cabeceo y balanceo de las TLP's.

(Surge)

Figura 4.3. Grados de libertad de cuerpo rígido de un sistema flotante. Fuente: http//:www.underwatertimes.com (Figura complementada por el autor).

Cada uno de los conceptos estructurales tiene características propias que ofrecen ventajas y limitaciones para su selección como centro de proceso para el desarrollo de campos petroleros. Por ejemplo, las TLP's y las Spar's tienen bajos movimientos verticales que les permiten utilizar risers rígidos y terminaciones superficiales (árboles secos) similares a las plataformas fijas. Debido a esta característica, la perforación y el mantenimiento de los pozos pueden llevarse a cabo desde la misma plataforma de perforación. Sin embargo, las TLP's tienen límites técnicos en su sistema de tendones para su aplicación en aguas profundas más allá de 1,500 m y la Spar tiene un sistema de risers muy complejo. Por otro lado, los FPSO's permiten el almacenamiento de aceite en su casco de flotación y las plataformas semisumergibles son menos sensibles a los cambios de carga y ofrecen mayor área disponible sobre sus cubiertas. En la Tabla 4.1 se muestran las principales ventajas y desventajas de los cuatro tipos de sistemas flotantes.



Sistema Flotante Ventajas Desventajas

TLP

• Bajos movimientos en el plano vertical: • Limitaciones de uso en aguas ultra- arfada, cabeceo y balanceo. profundas debido al peso y colapso

• Permite el uso de equipo de perforación

hidrostático de su sistema de tendones. y acceso a pozos. • Sensible a cambios de carga sobre la

• Utiliza árboles superficiales. cubierta. • Uso de risers verticales de acero. • No permite el almacenamiento de aceite.

• Permite el uso de equipo de perforación • Altos movimientos. y acceso a pozos. • Uso de árboles submarinos.

• Mínimos cambios con el aumento del

• Generalmente utiliza risers flexibles. tirante de agua. • Los sistemas submarinos son un factor

• Permite manejar grandes cargas sobre crítico. su cubierta.

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

• Se cuenta con sistemas de anclaje para diferentes condiciones de Sitio.

• Permite el uso de equipo de perforación • Movimientos medios. y acceso a pozos. • Sistema de risers complejo.

• Permite el uso de árboles superficiales. • Se requiere el montaje de la cubierta en el • Mínimos cambios con el aumento del

sitio de instalación.

tirante de agua. • Permite almacenamiento de aceite en su

casco, pero no es típico. • Alta estabilidad.

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

diámetro para aguas ultra-profundas. • Los sistemas submarinos son un factor

crítico. • No cuenta con equipo para perforación y

acceso a los pozos. • No permite el almacenamiento de gas. • En ambientes agresivos se requiere el uso

de sistemas de anclaje tipo torreta.

Tabla 4.1. Ventajas y desventajas de los sistemas flotantes.

c e

Actualmente existen 271 sistemas flotantes de producción en operación o en proceso de construcción en las diferentes regiones del mundo (Ver Tabla 4.2), de los cuales 176 son FPSO's. Los FPSO's son utilizados preferentemente para la explotación de

e

campos en aguas profundas del Oeste de Africa y de Brasil. Los 50 FPSO's operando en el Mar del Norte y en Asia (incluyendo China) se encuentran en tirantes de agua

e

menores de 500 m. En el Golfo de México, un FPSO se encuentra operando en aguas someras mexicanas y en unos pocos meses iniciará la producción del primer FPSO en

e Estados Unidos en un tirante de 2,600m. Como fue mencionado en la Sección 2, PEMEX posee actualmente además del FPSO Yúum K'ak'náab, el FSO TaKuntah y al FPSO para prueba de pozos ECO III; sin embargo, estas dos últimas unidades no son


e

e e

e e e e e e e

e e e e e e

e

SEMI

SPAR

FPSO • Se puede utilizar tanto en aguas someras como profundas.

• Mínimos cambios con el aumento del tirante de agua.

• Gran capacidad de espacio y de cargas en la cubierta.

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

diferentes condiciones de sitio.


contabilizadas en la Tabla 4.2 debido a que no son unidades de producción permanentes. De las 50 plataformas Semisumergibles, 21 unidades están operando en aguas profundas de Brasil y 10 en la parte estadounidense del Golfo de México. Existen 26 TLP's operando o en construcción en el mundo, 17 de ellas en aguas profundas estadounidenses y una ya fue retirada (la plataforma Hutton); mientras que de las 19 plataformas tipo Spar, 18 de ellas se encuentran en el Golfo de México Norte

- y una en el Sureste asiático.

Número de Sistemas Flotantes de Región ro4uçc6i

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

C Sur de Africa 1 India 1 1 China 17 1 Sureste de Asia 25 1 1 1 Australia 18

TOTAL 176 50 26 19

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

mundo.

De acuerdo con Wilhoit y Supan (2011) en el periodo 2011 a 2014 se espera sean instalados adicionalmente 71 sistemas flotantes, de los cuales se estima sean 55 FPSO's, 10 Semi' s, 4 TLP's y 2 Spar's.

re 4.2. Fi'osofías de diseño

c Las plataformas flotantes deben ser diseñadas para preservar su estabilidad e integridad estructural durante su operación normal y durante la ocurrencia de estados de mar extraordinarios, como las tormentas de invierno y huracanes. Por lo cual, el casco de flotación debe poseer la capacidad de restauración hacia una condición de equilibrio estable cuando es sujeta a las acciones del viento. Un parámetro que indica la estabilidad de una embarcación es la distancia vertical entre el Centro de Gravedad (G) y el Metacentro (M), denominada altura metacéntrica (GM), la cual debe tener un valor positivo para lograr un equilibrio estable (ver Figura 4.4). Por otro lado, sus componentes estructurales deben satisfacer estados límite últimos, de fatiga, accidentales y de servicio, en condiciones tanto intacta como dañada de la plataforma. Asimismo, los movimientos de la unidad flotante generados por el viento, el oleaje y las corrientes marinas deben ser limitados para salvaguardar la integridad mecánica y


m


el correcto funcionamiento de los risers y de los equipos de procesamiento, auxiliares y de seguridad sobre sus cubiertas.

Figura 4.4. Parámetros de estabilidad hidrostática en un sistema flotante. Fuente: http://wwwcoastdesin.no/roducts (Figura modificada por el autor).

Debido a que los sistemas de amarre de las plataformas semisumergibles son flexibles, tanto en el plano horizontal como en el vertical, la unidad flotante responde a las acciones del viento, el oleaje y las corrientes marinas, con movimientos en sus seis grados de libertad en tres diferentes rangos de frecuencias: movimientos en la frecuencia del oleaje (WF del inglés Wave Frequency), movimientos en bajas frecuencias (LF del inglés Low Frequency) y movimientos en altas frecuencias (HF). Las cargas del oleaje de mayor magnitud sobre las estructuras costa afuera se presentan en las frecuencias del oleaje, generando movimientos WF de la plataforma. Con la finalidad de evitar efectos de resonancia de gran magnitud, la plataforma es diseñada para obtener sus periodos naturales de vibración alejados de las frecuencias características del oleaje presente en el sitio de operación. Generalmente las plataformas Semisumergibles y los FPSOs tienen periodos naturales de vibración en Avance, Deriva y Guiñada mayores a 100 s, y superiores a 20 s en los grados de libertad de Arfada, Balanceo y Cabeceo; mientras que las plataformas TLP tienen periodos de vibración en el plano vertical alrededor de los 3 s. Los periodos característicos de un oleaje con 100 años de periodo de retorno se encuentran en el rango de 8 a 18 s, lo cual indica la necesidad de dimensionar a las plataformas para obtener periodos naturales cercanos a estos valores y así evitar respuestas resonantes de primer orden. En la Figura 4.5 se muestra los valores típicos de los periodos de vibración de las estructuras costa afuera.



12

TIP Plataforma Fija Semisumergible TIP Semisumergible-FPSO Arfada Arfada Avance Avance Cabeceo Cabeceo Deriva Deriva Balanceo Balanceo Guiñada Guiñada

1 III

u i 4 6 10 20 40 60 80 100 120

Período (s)

S Figura 4.5. Periodos naturales de vibración típicos de estructuras costa afuera. Fuente: Barranco, 2004 (Figura traducida al español por el autor).

Además de la fase de análisis de la plataforma durante su operación en sitio, se debe ! efectuar el análisis del comportamiento naval y estructural en condiciones temporales

de la plataforma, como durante su fabricación, integración de las cubiertas y el casco, transportación e instalación, con la finalidad de identificar tanto las operaciones críticas y sus limitaciones, como las modificaciones en el diseño que deben ser implementadas para garantizar la integridad estructural de la plataforma durante la totalidad de su vida útil. Las filosofías de inspección y mantenimiento pueden también

e

tener impacto en la configuración y dimensionamiento de la plataforma, por lo que es necesario establecerlas desde la fase inicial del diseño.

4.3. Estado actual de las tecnologías

La explotación de campos en aguas profundas ha crecido a pasos agigantados, lográndose hasta la fecha los récords de aplicación de sistemas flotantes de producción mostrados en la Figura 4.6. El récord actual de un sistema flotante en operación en aguas profundas lo posee la plataforma Semisumergible Independence Hub de la compañía Anadarko, en un tirante de agua de 2,415 m en la parte estadounidense del Golfo de México. Sin embargo, la plataforma Independence Hub perderá el liderazgo cuando en los próximos meses entre en operación en el Golfo de México Norte el FPSO Pioneer de Petrobras en 2,600 m.



El

Perdido 2,383m, USA-GdM Independence Hub -.

,

17

1 Magnolia

SPAR

FIPSO-

._.2,000 -

m __ .,....

1 .

31,000

_5oo

.

1 Sistemas Flotantes

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

Por su parte, los récords de tirantes de agua, producción y capacidad de pozos (risers/árboles de control) de los sistemas flotantes, se presentan en las Tablas 4.3, 4.4 y 4.5, respectivamente. Las tablas constan de dos columnas, la primera con datos correspondientes a la tecnología probada exitosamente por la industria en campo y la segunda a la calificada por la industria para su aplicación. En el caso de la tecnología con experiencia en campo se presenta el nombre de la plataforma, la compañía operadora y la región donde se localizan las instalaciones.

Sistema Flotante Probada en Campo Calificada

Semi 2,415 m 3,650 m Independence ilub

Anadarko, USA-GdM

FPSO 2,150 m 3,048 m Angra dos Reis

Petrobras, Brasil

Spar 2,383 m 3,048 m Perdido

Shel, USA-GdM

TLP 1,425 m 2,438 m Magnolia

Conoco Phillips, USA-GdM

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

Especialidad Ingeniería Naval 25


Sistema Flotante Probada en Campo Calificada

Seí 360 Mbd 360 Mbd Asgard B

Statoll, Noruega

FPSO 317 Mbd 400 Mbd Kizomba A

Exxon Mobil, Oeste Africa-Angola

Spar 127 127 Mbd Mad Dog

British Petroleum, USA-GdM

TLP 366 Mbd 366 Mbd Snorre A

Statoil, Noruega

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

Sistema Flotante ProbadaCampo Calificada

Semi 48 48 Thunder Horse

British Petroleum, USA-GdM

FPSO 84 100 Han Shi You 113 Chevron, China

Spar 20 20 Genesis

Chevron, USA-GdM

TLP 46 46 Snorre A

Statoil, Noruega

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

En la Tabla 4.3 se puede observar que las plataformas Semi's están calificadas por la industria para su uso en profundidades alrededor de 3,650 m (12,000 ft), los FPSO's y las Spar's para 3,048 m (10,000 ft) y las TLP's para su aplicación en tirantes de 2,438 m (8,000 ft). En la Tabla 4.4 se puede observar que la mayor capacidad de producción la poseen tanto las TLP's como las plataformas Semisumergibles, con el uso en campo de sistemas que están produciendo 366 Mii barriles de aceite equivalente por día (Mbaed) y 360 Mbaed, respectivamente; los FPSO's tienen un récord de producción de 317 Mbaed y las Spar's se han usado para producir hasta 127 Mbaed. El sistema flotante calificado para las producciones más altas son los FPSO's con 400 Mbaed. En la Tabla 4.5 se puede observar que los FPSO's ofrecen la mayor capacidad en cubierta para manejar risers de producción con un récord de 84 unidades y con capacidad calificada para alojar a 100 risers. Después de los FPSO's,



las Semi's muestran la mayor capacidad para alojar terminaciones de risers con un récord en campo de 48 unidades. Las TLP's han sido utilizadas para recibir hasta 46 terminaciones superficiales (árboles secos), mientras que las Spar's presentan una menor capacidad con solamente 20 terminaciones operando en campo.

De la revisión del estado del arte de las tecnologías relacionadas con los sistemas flotantes de producción, se puede observar que los FPSO's, las SEMI's y las SPAR's están siendo aplicadas satisfactoriamente en tirantes de agua ultra-profundos (mayores a 1500 m); las SEMI's, las TLP's y los FPSO's son unidades con altas capacidades de producción; los FPSO's tienen alta capacidad de manejo de risers provenientes de árboles submarinos y las TLP's tienen mayor capacidad que las SPAR's para la instalación de terminaciones superficiales de pozos sobre sus cubiertas.

4.4. Planeación del desarrollo de campos

Un análisis reciente sobre administración de proyectos mostró que más del 70% de los proyectos ejecutados durante los últimos 5 años fueron interrumpidos o concluidos en tiempos superiores a los planeados (Saputelli et al., 2008). La industria del petróleo no es ajena a estos indicadores debido a que cada vez más los proyectos para implementar la infraestructura necesaria para explotar un campo tienen que enfrentarse a la caracterización de yacimientos más complejos, a la perforación de pozos en estratigrafías con capas de sal, a localizaciónes de difícil acceso, a necesidades de producciones mayores y a presupuestos más estrechos. El desafío de las compañías operadoras es muy claro: hacer que un proyecto sea exitoso técnica y económicamente incorporando la optimización de los recursos disponibles para su ejecución y las diversas restricciones ambientales, tecnológicas, políticas, sociales y económicas. Para enfrentar estos requerimientos es necesario contar con conocimientos administrativos, de planeación y técnicos multidisciplinarios para lograr efectuar el desarrollo del campo de manera optimizada.

La metodología FEL (Front End Load/ng) constituye el procedimiento más utilizado por la industria para efectuar la selección de la infraestructura idónea para explotar un campo petrolero, incluyendo las etapas de planeación, diseño, construcción, instalación, operación y mantenimiento. A través de la integración de equipos multidisciplinarios sobre el estudio de yacimientos, perforación de pozos, aseguramiento de flujo e instalaciones de producción, además de planeación e ingeniería económica, equipados con las últimas tecnologías de análisis, la metodología FEL incrementa la definición y disminuye el riesgo del proyecto, lo cual impacta positivamente los costos totales y el retorno de la inversión.

Utilizando la metodología FEL, la planeación del desarrollo de un campo se lleva a cabo en tres fases para asegurar un exhaustivo y alternativo análisis del flujo de capital: Visualización, Conceptualización y Definición. Estas tres etapas tienen como objetivo primordial la identificación del valor. En la Figura 4.7 se muestran esquemáticamente las diferentes etapas de la metodología FEL y como a través de ellas el valor del proyecto cambia como una función de la correcta definición y ejecución del proyecto (Rodríguez, 2011). En esta misma figura se puede apreciar



e como una definición precisa del proyecto durante la etapa de planeación permite maximizar el valor de la inversión aun cuando la ejecución del proyecto sea pobre. Por el otro lado, si la definición del proyecto se efectúa con un nivel alto de incertidumbres, a pesar de una excelente ejecución del proyecto el valor de la inversión será bajo.

e

e Identificación de valor Realización del valor

Conceptualizar 1 Definir - 1 Operar

o <2 0 Puerta de desición Puerta de dealción de la PuertC de desiclón

de la viabilidad selección de conceptos final de la lnverión

Planificación del Desarrollo - ecA

tEjecucionBuena fu1'eeg'rse

Definición Buena Ejecucón Pobre

I E1 CCUCIOPLUOPS

Ioetnrcion Pobre >

_________________ _________________ Ejecucron Pobre

() Buena rielirucrori y oecucron del proyecto () l'obrr ilolunicion niel proyecto y buena ejecución del proyecto

() Buena definición del proyecto y pobre elocución del proyecto Pobre dofinirnióri del proyecto y olecucron del proyecto

Figura 4.7. Metodología FEL para el desarrollo de campos petroleros. Fuente: Rodríguez, 2011.

e

e Durante las dos primeras fases, visualización y conceptualización, se analizan todos los posibles escenarios de la infraestructura con sus asociados esquemas de negocio.

e

Por ejemplo, los escenarios de explotación del campo pueden estar compuestos por sistemas submarinos de producción, por sistemas flotantes de producción, aislados o

e en conjunto, o la combinación de uno de los anteriores sistemas con plataformas fijas localizadas en aguas someras, entre otros. El envío de la producción desde las instalaciones marinas hacia su almacenamiento, procesamiento o venta puede efectuarse a través de ductos o buques tanque. En la Figura 4.8 se muestra un

e

escenario de producción compuesto por sistemas submarinos que envían los fluidos provenientes del yacimiento a una TLP y a un FPSO para la producción de los

e

hidrocarburos; el aceite es almacenado en el casco del FPSO y exportado a través de buques tanque; mientras que el gas producido es utilizado para la generación de

e energía y/o exportado a través de ductos marinos.

e

e


e

e

e

e

e

e

e

e

e

I1


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

Fuente: htto://ilmumipas.blocisoot.com

Con base en el análisis de los beneficios y los riesgos de cada escenario de explotación, se refina el alcance del proyecto logrando con ello a reducir el número de escenarios de explotación. Los resultados de la etapa de Conceptualización indicarán la opción de desarrollo más idónea tanto técnica como económica para los objetivos del proyecto.

Durante la tercera fase de la metodología FEL, denominada como Definición, se efectúa la Ingeniería de Diseño Básico de la infraestructura ganadora, con la finalidad de obtener un plan y presupuesto para la ejecución del proyecto. El paquete de resultados del proyecto al final de la etapa de planeación es presentado al grupo Directivo de la empresa para efectuar su evaluación y tomar la desición de aprobar el desarrollo del campo. Una vez aprobado el desarrollo del campo, se inicia el proyecto de Ingeniería, Procura, construcción, Instalación y Arranque de las instalaciones.

Se ha vuelto una práctica común de la industria del petróleo que durante la planeación de los proyectos de inversión de alto impacto se efectúen revisiones parciales por parte de un grupo de expertos (denominados "pares"), ajenos al proyecto, petenecientes o no a la empresa. Estas revisiones de pares proporcionan una oportunidad para que el equipo de trabajo reciba comentarios que mejoren la definición y desarrollo del proyecto desde sus etapas tempranas, y así evitar compras innecesarias o re-ejecución de trabajos.



4.5. Criterios de selección de sistemas flotantes

No existe una respuesta simple a la pregunta de cual es el concepto estructural más adecuado para la explotación de un campo en aguas profundas (Chakrabarti, 2005). La selección del sistema de producción idóneo constituye frecuentemente un esfuerzo de varios años de estudios y análisis técnico-económicos, dentro de la metodología FEL.

Durante el desarrollo de un campo, las decisiones más importantes que afectan la selección del sistema flotante de producción están relacionadas con el tirante de aguas donde se localiza el yacimiento, la localización y estructuración de los pozos, la estrategia adoptada para la perforación, terminación, mantenimiento e intervención de los pozos, los mecanismos de entrega de las hidrocarburos a la plataforma, el procesamiento y el envío de la producción a los centros de venta, almacenamiento y/o refinación. Los principales factores técnicos que afectan la selección y el diseño de los sistemas flotantes se muestran en la Figura 4.9 (Chakrabarti, 2005). Estos aspectos serán abordados de manera sucinta a continuación.

Características del Yacimiento •Reservas recuperables

•Forrnacion •Area

•Inyección de Gas, Agua

Requerimientos Funcionales

Perforación Producción Infraestructura Existente! .Incluye Mantenimienta de Pozos •Aceite Vs. Gas Exportación

.Capacldad .Ductos •oríedades del crudo, eie. •macenamiente y tenaueros

Condiciones de Sitio

Características del Sitio Condicionas Anientales .Distencia a la Costa •Viento

.Tirante de Agua .Oleaje •Topograffa del Fondo Marino •Corrientes

•Propiedades Geotécnicas •Marea

[I Norinalividad y Otros

Norntividad Vigente Otros •Prohibición de Sistemas •Patentes

•Contamlnaclón •Disponibilidad de pabos •Segurídad .Embarcaciones p tansporta

•Reuso e instalación

Figura 4.9. Factores para la selección y diseño de sistemas flotantes. Fuente: Chakrabarty, 2011 (Diagrama traducido al español por el autor).



4.51. Características del yacimiento

Basado en 1 os datos sísmicos disponibles y con la elaboración de un modelo del yacimiento, es posible definir aproximadamente el tamaño, la configuración y las reservas del prospecto. Las características del yacimiento, incluyendo tanto las propiedades de los hidrocarburos como del flujo, son confirmadas con la perforación de pozos exploratorios y delimitadores, y a través del ensaye en laboratorio de muestras de los hidrocarburos. Los datos obtenidos son utilizados para definir el número requerido de pozos y su arreglo, para predecir el perfil de producción y los requerimientos funcionales, como el aseguramiento del flujo, los cuales afectan directamente a la perforación, la producción y al sistema de exportación de los hidrocarburos.

Si el yacimiento tiene una proyección horizontal extensa, serán necesarios varios centros de perforación y los pozos productores estarán dispersos entre sí, por lo que comúnmente se utilizan sistemas submarinos de producción para colectar/enviar los fluidos a un mismo sistema flotante. Cuando el yacimiento permite un único centro de perforación y los pozos productores son perforados en un arreglo tipo cluster (cercanos entre sí), los árboles de control se pueden colocar en la cubierta de la misma plataforma flotante, como en el caso de las plataformas fijas. Las plataformas tipo TLP y Spar son las únicas que pueden alojar en sus cubiertas árboles de control secos o superficiales, mientras que los árboles de control submarinos o mojados pueden ser combinados con cualquiera de los cuatro tipos de sistemas flotantes de producción.

4.5.2. Requerimientos funcionales

Las características del yacimiento y de los hidrocarburos, permiten definir los requerimientos mínimos para desarrollar el campo. Típicamente, las siguientes condiciones son establecidas:

El alcance del programa de perforación es definido con base en el número de pozos de producción y de inyección. Actualmente, las plataformas tipo TLP y Spar son los únicos conceptos que pueden combinar simultáneamente la perforación/mantenimiento de pozos y la producción de hidrocarburos: por lo que pueden ser una solución atractiva para reducir los gastos de renta de una unidad flotante de perforación.

Los requerimientos de producción son definidos en términos de la capacidad del sistema para el procesamiento de los hidrocarburos (aceite y gas), así como para la inyección de agua y gas. Los sistemas flotantes tipo TLP, Semisumergible y FPSO tienen gran capacidad de producción, siendo las plataformas tipo Spar y las mini-TLP las que no han podido superar una capacidad superior a los 130 Mbd, lo cual puede ser un factor en contra para su selección como unidad de procesamiento.



c) Las características de la producción, tal como la presencia de hidratos y la formación de parafinas, afectan directamente los requerimientos de área disponible en la cubierta y la capacidad de carga de la plataforma, así como al sistema de exportación. Los FPSO y las plataformas Semisumergible poseen grandes áreas en sus cubiertas y capacidad de carga, y pueden ser ampliadas sin afectar considerablemente el diseño de su casco de flotación, risers y sistemas de anclaje; por el contrario, los tendones de las TLPs y el sistema de risers en las Spars que deben ser re-disenados al modificarse las dimensiones o calado de operación de la unidad flotante.

t 4.5.3. Condiciones del sitio

t Las características del sitio, que incluyen al tirante de agua, las condiciones ambientales, las propiedades geotécnicas, la topografía del suelo marino, los peligros geológicos, la presencia de hielo en el agua, y la sismicidad de la región, tienen influencia directa en la selección y dimensionamiento de los conceptos estructurales y por consiguiente en la inversión económica necesaria para desarrollar el campo.

CUna limitante en el uso de sistemas flotantes es la aplicación de la tecnología exitosamente en campo. Por lo cual, la industria no ha podido utilizar a las

C plataformas tipo TLP en aguas ultra-profundas (tirantes mayores a 1,500 m). Las plataformas Semisumergibles, las tipo Spar y los FPSOs se utilizan en aguas ultra-

C profundas y están calificadas por la industria para su aplicación en tirantes mayores a 3,000 m.

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

C periódica de tormentas, no han impedido el uso de las plataformas Semisumergibles, las TLP5 y las tipo Spar, en la parte estadounidense, y de un FPSO en aguas someras

C de la parte mexicana, incluso un FPSO en aguas profundas del Norte del GdM está por iniciar su operación en los campos Cascade y Chinook. Por lo cual, se puede afirmar que las condiciones de sitio imperantes en el Golfo de México son factores que pueden influir únicamente en la selección de los componentes (cimentación, líneas de amarre,

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

C 4.5.4. Normatividad y otros

C La normatividad aplicable al sitio de ubicación de los campos, los criterios de diseño de las instalaciones y la filosofía de operación de la industria, tienen un impacto crítico en la selección y en el costo de la opción de desarrollo. La filosofía de operación de la compañía puede ser demasiado conservadora para seleccionar conceptos estructurales

C nuevos y su criterio de selección puede estar orientado hacia las tecnologías maduras con aplicación exitosa en campo. Algunas normatividades pueden restringir totalmente

t el uso de algún tipo de sistema de producción, como fue el caso de tos FPSO's en la parte estadounidense del Golfo de México aprobados a partir del año 2002 por el entonces Minera! Management Servíces (MMS). En el año 2007, el MMS (ahora denominado Bureau of Ocean Energy Management, Regulatíon and Enforcement) aprobó a Petrobras el plan de desarrollo de los campos Cascade y Chinook con el uso

Especialidad: Ingenieria Naval 32

5


le del primer FPSO en el Golfo de México Norte. En México no se ha identificado legislación alguna que impida el uso de algún tipo de infraestructura para la producción de hidrocarburos en el mar, solamente existe la preferencia de la industria nacional hacia la implementación de tecnologías probadas exitosamente en campo.

1

1

1

1

selección del concepto estructural son como el tiempo de duración de los

duración promedio de proyectos de Arranque (IPCIA) de los diversos tipos de valores reportados por la industria esta figura se puede observar que la

O presenta los menores tiempos de

Otros factores igualmente importantes para la los métodos de construcción e instalación, a proyectos. En la Figura 4.10 se muestra la Ingeniería, Procura, Construcción, Instalación y de sistemas flotantes de producción, obtenida de los proyectos ejecutados hasta la fecha. Er opción de convertir un buque tanque a FP5 ejecución de los proyectos (18 meses).

FPSO-Convertido

FPSO-Nuevo

SEMI

SPAR

Mini-TIP

TLP

O 6 12 18 24 30 36 42

Meses

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

Las condiciones del medio ambiente, la disponibilidad de muelles y embarcaciones pueden limitar las opciones para transportación e instalación. La disponibilidad de patios de fabricación adecuados, así como de embarcaciones para el traslado del patio al sitio de instalación de la plataforma pueden también ser factores críticos para la selección del tipo de sistema flotante.

La construcción de las plataformas flotantes generalmente se efectúan en dos partes, en un patio de fabricación se construyen las cubiertas o topsides, y en un astillero de gran capacidad se construyen o convierten los cascos de flotación. Posteriormente, el casco y la cubierta se integran en un patio/astillero cercano al sitio de instalación de la plataforma. Es una práctica común de la industria construir los cascos de flotación en astilleros asiáticos y los topsides en Estados Unidos o Europa; aunque como se indica en la Figura 4.11, tanto los astilleros/patios de fabricación en estos tres continentes tienen experiencia en construir tanto topsides como cascos de flotación. Es importante mencionar que en un astillero localizado en el Estado de Veracruz se han construido 3 topsides para plataformas tipo Spar. Para construir las embarcaciones requeridas por la industria petrolera costa afuera, los grandes astilleros asiáticos tienen diques secos con una capacidad de hasta 1,000,000 de toneladas. Brasil es el único país



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

R

Estados Unidos Europa

Asia

opsid

ides Topsides Cascos -J SCOS

4)Sid - ;par (3) -

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

4.6. Perspectivas de proyectos integrales en aguas profundas mexicanas

Para alcanzar las metas de producción de PEMEX en aguas profundas se estima que deberán efectuarse un total de 8 proyectos de inversión basados en sistemas flotantes. Considerando que hasta la fecha PEMEX no ha identificado prospectos de yacimientos gigantes o super gigantes, se prevé que en cada región de aguas profundas la explotación del petróleo se efectúe con varios sistemas flotantes de mediana capacidad de producción. Asumiendo una capacidad de producción de 100 Mbd por plataforma, para alcanzar las producciones anuales indicadas en los perfiles de la Figura 3.3 se requerirán 2 sistemas flotantes para el Golfo de México B, 3 para el Golfo de México Sur y 3 para el Area de Perdido. En la Tabla 4.6 se indican las capacidades de producción de cada unidad flotante y los años de inicio tanto de la planeación del desarrollo del campo como de la operación de la plataforma.

ii



R

Año de Inicio

Número Producción Desarrollo del Campo Operación de (Mbped) Proyecto

le Planeación IPCIA Desarrollos Por Desarrollo Acumulada 2012 2014 2017 1 100 100 GdM B 2018 2020 2023 1 100 200 GdM B 2013 2015 2018 1 100 300 GdM Sur 2016 2018 2021 1 100 400 GdM Sur 2018 2020 2023 1 110 510 GdM Sur 2013 2015 2018 1 100 610 Área Perdido 2015 2017 2020 1 100 710 Area Perdido 2017 2019 2022 1 74 784 Área Perdido

Total 8 784

Tabla 4.6. Proyectos de inversión basados en sistemas flotantes estimados para alcanzar las metas de producción de PEMEX en aguas profundas (2017-2025).

Para cumplir con la meta de incorporar 5 Mbd de producción a finales del año 2017, la planeación del desarrollo del primer campo del proyecto Golfo de México B utilizando la metodología FEL deberá efectuarse a partir deI 2012 (ver Figura 4.12). A partir del año 2015 se debe iniciar el proyecto IPCIA con una duración de 3 años. La estimación de la duración del proyecto IPCIA es congruente con la duración media, indicada en la Figura 4.10, reportada por la industria para este tipo de infraestructura. La misma duración de 6 años, desde el inicio de la planeación del proyecto hasta la producción del primer aceite, es considerada para los 8 proyectos de inversión mostrados en la Tabla 4.6.

1 . 2012 2013 2014 2010 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 28

v c o 1 PIen.ciónd.iDe.aroIIo

Proyecto{PC Operación

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

t aguas profundas.

R La selección del tipo de sistema flotante idóneo para ser utilizado como centro de proceso en los diversos campos será el resultado de la aplicación de la metodología FEL. Sin embargo, los FPSOs constituyen una alternativa robusta con amplias posibilidades para ser seleccionados como el primer sistema de producción en aguas profundas mexicanas debido a las siguientes consideraciones: los sitios que actualmente explora PEMEX se encuentran alejados de la costa o de infraestructura existente; los FPSOs al almacenar el aceite producido en su casco eliminan el tendido de ductos marinos para el transporte del hidrocarburo; tos tiempos de conversión de un buque tanque a FPSO son bajos (18 meses en promedio); la experiencia de PEMEX durante la adquisición y operación del FSO TaKuntah y del FPSO Yúum K'ak'náab y la capacidad adquirida por el Instituto Mexicano del Petróleo (Valle, 2009 y Barranco, 2010) en estas tecnologías, contribuirían al buen desarrollo del proyecto de inversión. No se omite mencionar que Petrobras otorgó a la empresa Bergensen Worldwide el


e


proyecto de un FPSO para la producción de petróleo en la parte Norte del GdM en un tirante de agua de 2,600 m, en ambientes similares a los previstos en mares nacionales, y que esta misma compañía proveyó el FPSO Yúum K'ak'náab. Derivado de lo anterior, es posible que la experiencia de Bergensen Worldwide en el proyecto Cascade-Chinook y la reciente relación contractual con PEMEX puedan ser aprovechadas para la instalación de un FPSO en aguas territoriales ultra-profundas.

4.7. Lecciones aprendidas por ocurrencia de accidentes o fallas

Uno de los objetivos de PEMEX en sus actividades de exploración y producción de hidrocarburos es la reducción/eliminación del número de accidentes y, en el caso de ocurrir éstos, minimizar sus impactos hacia la vida humana, el medio ambiente, la sociedad y la infraestructura. Esta misma filosofía de seguridad está siendo conservada en sus actividades de exploración y deberá ser trasladada a sus futuras actividades de producción en aguas profundas.

Debido a que una gran cantidad de las tecnologías que se utilizan en la explotación de campos en aguas profundas serán nuevas para la industria del país, una forma de adquirir conocimiento para implementar medidas de seguridad es analizar los accidentes y fallas ocurridos en el pasado. Para aprender a cerca de la naturaleza intrínseca de los accidentes es necesario estudiar el análisis detallado producto de las investigaciones de accidentes catastróficos como el de las plataformas Alexander Kielland en 1980, Ocean Ranger en 1982, Piper Alpha en 1988, P-36 en 2001 y Typhoon en 2005. En la Figura 4.13 se puede observar a la plataforma semisumergible P-36 de Petrobras, en Brasil, con escoramiento generado por la inundación de su casco por una explosión ocurrida en una de sus columnas; y a la plataforma mini-TLP Typhoon de BHP-Billiton, en Estados Unidos, pantoqueada por la falla de su sistema de tendones debido al impacto de oleaje extremo durante el

- huracán Rita.

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

Figura 4.13. Imágenes del accidente de la plataformas P-36 y de la falla de la mini-TLP Typhoo n.



e Las fallas globales de las plataformas generalmente se presentan como una secuencia de eventos técnicos y físicos, los cuales deben ser interpretados a través de factores humanos y organizacionales (Moan y Keppel, 2005). Estos factores incluyen posibles deficiencias en los códigos de diseño, posible desconocimiento de los fenómenos, errores y omisiones efectuadas durante el proceso de diseño, durante la fabricación o durante la operación de la plataforma. En la Figura 4.14 se presenta la distribución de las causas de 71,470 fallas y/o accidentes marítimos registrados por la Guardia Costera de los Estados Unidos, durante el periodo 1991-2001 (Baker y McCafferty, 2005). En la Figura 4.14 se puede apreciar que la mayor parte de los accidentes o fallas de infraestructura marina son generados por errores humanos y por deficiencia en los procesos de ingeniería de la infraestructura.

Falla en la Falla por contención medio

de materiales amente

2% 1 11%

Accidentes o _____

errores FaUas de la humanos Ingeniería e 46%

41%#

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Figura 4.14. Causas de falla o accidentes marítimos en Estados Unidos. Fuentes: Figura elaborada con información en Baker y McCafferty, 2005.

e

Los daños y fallas más recientes de sistemas flotantes de producción se produjeron en la parte estadounidense del Golfo de México durante los Huracanes Iván, Katrina y Rita en 2004 y 2005. Durante el paso de estos meteoros, además de las múltiples

e fallas de plataformas marinas fijas, equipos móviles de perforación (MODUs) y ductos marinos, los sistemas flotantes de producción que sufrieron daños severos e incluso el colapso incluyen a las 3 plataformas tipo Spar y a las 4 TLPs indicadas en la Tabla 4.7 (Howard, 2005 y Oynes, 2006).

Sistema Flotantes Tipo de Dafio Huracán

e Daños de la cubierta, destrucciónd1 equipo de perforación. ivánó SPAR Devils Tower Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación. Iván, 2004

e TLP Ram Powell Daños de la cubierta y del equipo de perforación. Iván, 2004 SPAR Horn Mountain Daños de la cubierta y del equipo de perforación. Iván, 2004 TLP Matterhorn Daños en la cubierta Katiina, 2005 e TLP Mars Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación. Katrina, 2005 Mini-TLP Typhoon Destruida Rita, 2005

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

e Especialidad: Ingeniería Naval 37

1.1


Los acontecimientos más relevantes para la industria costa afuera que fueron identificados durante los huracanes y por las fallas de la infraestructura son:

• Se presentaron estados de mar con periodos de retorno superiores a los de diseño (100 años),

• Las plataformas que presentaron mayores daños fueron aquellas diseñadas con códigos anteriores a 1988,

• Se presentaron fallas del sistema de anclaje de los MODUs, • El impacto del oleaje y del viento sobre las cubiertas ocasionaron daños

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

• El arrastre de las anclas de los MODU 's dañaron ductos submarinos, • Los deslizamientos de lodo provocaron la falla de ductos, • En sistemas flotantes de producción los daños fueron principalmente en las

instalaciones sobre las cubiertas por el impacto del oleaje, con falla predominante de los equipos de perforación.

• No fueron reportadas pérdidas de vidas ni ocurrieron derrames significativos de hidrocarburos en el mar.

De esta serie de accidentes y fallas, se pueden establecer las siguientes lecciones aprendidas que deben tomarse en cuenta durante el desarrollo de los proyectos de inversión de PEMEX en aguas profundas:

i. Se requieren programas de capacitación continua del personal responsable de los procesos de ingeniería, operación y mantenimiento de la infraestructura.

u. Es necesario efectuar el monitoreo y la caracterización de los estados meteorológicos, oceanográficos y de las propiedades de los suelos marinos prevalecientes en los sitios de explotación para el diseño de la infraestructura.

iii. Es fundamental el establecimiento o la actualización de normatividad acorde con los niveles de riesgo aceptables para la industria nacional.

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e e e S. RETOS Y OPORTUNIDADES PARA LA INGENIERÍA NAVAL MEXICANA

Dentro de los proyectos integrales de inversión basados en sistemas flotantes, el papel del ingeniero naval no solamente se vislumbra como ejecutor de actividades de ingeniería, sino como un actor fundamental tanto en la toma de decisiones para la selección de los sistemas más idóneos para explotar el campo como en la dirección de los proyectos IPCIA, en la definición de las filosofías de operación y para la administración de la integridad de los artefactos navales.

Los especialistas en Ingeneiría Naval deben formar parte de los grupos de especialistas que participen en los proyectos de asimilación tecnológica asociados con los sistemas flotantes de producción, con la finalidad de crear recursos humanos

e altamente calificados y adquirir las herramientas computacionales necesarias para en una primera instancia apoyar a PEMEX en la adquisición inteligente de las tecnologías disponibles en el ámbito internacional. Posteriormente, estos grupos deben desarrollar

e

proyectos para hacer más eficiente el uso de las tecnologías adquiridas y adaptarlas a las condiciones locales, tanto del medio ambiente oceánico y del suelo marino, como a

C

las características de los hidrocarburos y de producción; para finalmente a través de la investigación generar las tecnologías propias.

La ingeniería naval tiene un rol importante en la industria del petróleo también como proveedor de productos y servicios. La ejecución de los proyectos de inversión en aguas profundas de PEMEX, además del desarrollo del factor humano y de las tecnologías, debe estar acompañada de políticas gubernamentales para la generación y/o fortalecimiento de los sectores industriales en el país necesarios para suplir los materiales y equipos, construir, transportar, instalar, inspeccionar, dar mantenimiento y efectuar el retiro de la infraestructura.

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

e hidrocarburos en aguas profundas y ultra-profundas deben ser aprovechados por la ingeniería naval mexicana para convertirlos en oportunidades de desarrollo.

5.1. Retos tecnológicos

Debido a los avances de la industria del petróleo tanto en las actividades de exploración como de explotación de yacimientos en aguas ultra-profundas, las empresas operadoras y prestadoras de servicios, en conjunto con Instituciones de Investigación y de Estudios Superiores, se encuentran efectuando proyectos de investigación y desarrollo tecnológico para alcanzar sus metas de negocio con menores inversiones de capital.

e

e


e 5


t Los siguientes retos de la industria internacional asociados a los sistemas flotantes de producción, son igualmente importantes para la industria mexicana debido a su

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

• Implementación de FPSOs para el procesamiento y almacenamiento de gas natural.

• Implementación de FPSOs para la perforación de pozos en mares con ambientes severos.

• Innovación en el concepto de plataformas Semisumergibles para permitir la perforación y mantenimiento de pozos en unidades de producción.

• Mejoramiento de las tecnologías de tendones para la aplicación de TLPs en aguas ultra-profundas.

• Utilización de materiales no metálicos ligeros y de alta resistencia en líneas de amarre.

e • Optimización en la configuración de cascos de flotación y sistemas de anclaje para aguas ultra-profundas.

• Mejoras a los procesos constructivos, de transporte e instalación para optimizar el uso de materiales y reducir tiempos de ejecución.

e 5.2. Acciones de la industria mexicana

Para alcanzar las metas de producción de petróleo establecidas para el periodo 2017- 2025, PEMEX en conjunto con las Instituciones de Investigación, las Instituciones de Educación Superior (lES) y el Sector Industrial beberán efectuar las siguientes acciones:

i. Establecer y/o consolidar grupos multidisciplinarios para la asimilación y/o fortalecimiento de capacidades para:

La planeación del desarrollo de campos

t El análisis y diseño de los sistemas de producción Especificar, evaluar y seleccionar propuestas de infraestructura

t Operación con seguridad y para la administración de la integridad de los sistemas

e Administración de los proyectos de inversión, considerando las interfaces entre los componentes, y La supervisión de trabajos efectuados por compañías externas.

u. Adquisición de tecnologías de última generación para el trabajo especializado de los grupos multidisciplinarios. Evaluación e identificación de tecnologías clave para su adaptación a las condiciones de los yacimientos, de los hidrocarburos, de producción y de las condiciones de sitio (ambientales y el suelo marino), prevalecientes en los ámbitos de explotación nacional. Generación de normatividad para el diseño, operación y administracion de la integridad de los sistemas flotantes acorde con los niveles de riesgo aceptables para la industria mexicana.

V. Optimización de sistemas, de procedimientos de construcción e instalación, y de inspección y mantenimiento, con la finalidad de reducir los costos de

e inversión.


e


t Las estrategias de actuación deben fundamentarse en la formación de recursos humanos altamente calificados, la investigación y desarrollo tecnológico, la cooperación nacional e internacional, y el desarrollo de proveedores nacionales de productos y servicios.

5.2.1. Formación de recursos humanos le

Actualmnete los recursos humanos especializados en tecnologías para aguas profundas son limitados y los existentes en el país han logrado sus capacidades a través de estudios de posgrado en Universidades Extranjeras o a través de programas de asimilación tecnológica llevados a cabo por el Instituto Mexicano del Petróleo (Valle, 2009) y PEMEX. Estos esfuerzos continúan promoviéndose en ambas instituciones y se ha fortalecido a través de la implementación del Fondo Sectorial CONACYT-SEN ER-H id roca rbu ros, no omitiendo el apoyo directo del CONACyT para

t estudiantes de las lES del país, como el IPN, la UNAM y la Universidad Veracruzana. Aun con estas contribuciones, los recursos en formación son escasos tomando como referencia los requerimientos de la industria nacional en materia de los especialistas, estimados en varias centenas para lograr las metas de producción en corto y mediano plazos de PEMEX.

Uno de los aspectos más relevantes para la formación de los recursos humanos que en el futuro cercano requerirá la industria para atender los proyectos de inversión de PEMEX en aguas profundas, descritos en la Sección 5.1, se refiere al establecimiento de estrechas vinculaciones entre la industria del petróleo y las universidades, para orientar los programas de estudio hacia las áreas académicas con poco o nulo

t desarrollo en el país, como lo es el análisis y diseño de estructuras fijas y flotantes para la explotación de hidrocarburos en el mar. Esfuerzos en este rumbo los está efectuando la Universidad Veracruzana para orientar el plan de estudios de la Carrera de Ingeniería Naval hacia estructuras costa afuera e instituir el primer posgrado en el país sobre el diseño naval de sistemas flotantes de producción.

r. 5.2.2. Desarrollo de proveedores nacionales

El desarrollo y la implantación de las tecnologías para el desarrollo de los proyectos de inversión en aguas profundas de PEMEX deberán estar complementados por la generación y/o fortalecimiento de los sectores industriales en el país para proveer servicios de ingeniería y para suplir los materiales y equipos, construir, transportar, instalar, inspeccionar y dar mantenimiento a la infraestructura requerida para las actividades de producción, como son los sistemas submarinos, los ductos, los risers y los sistemas flotantes de producción. Asimismo, los sectores industriales deberán establecer infraestructura de investigación para que en conjunto con las Instituciones de Investigación del país proporcionen soluciones a los requerimientos tecnológicos de PEMEX.

Un ejemplo palpable y exitoso de programas de desarrollo de proveedores locales lo ha mostrado Petrobras desde la década de los años 1980's (Dantas, 1999) y que ha


L

E Sistemas Flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.

logrado, entre otras cosas, el establecimiento de astilleros con la capacidad de construir sistemas flotantes de producción de gran porte en Brasil.

523. Investigación y desarrollo tecnológico

E Las grandes operadoras del mundo han reconocido la importancia de desarrollar sus tecnologías propias para mantenerse como empresas líderes en la explotación de

E campos en aguas profundas. Los resultados de los programas de investigación financiados por las propias operadoras, por instituciones gubernamentales, por consorcios industriales, por institutos de investigación y universidades de todo el mundo, han permitido el avance sorprendente en la aplicación de las tecnologías en tirantes de agua cercanos a los 3,000 m (Ver Capítulo 4). Las empresas que más

E, invierten en tecnología son: ExxonMobil, Petrobras y Schlumberger, inclusive para muchas de ellas la investigación se ha vuelto una fuente de ingresos. Petrobras obtiene 10 dólares de cada dólar invertido en investigación (Palma, 2008), y espera invertir entre 800 millones y 900 millones de dólares al año en tecnologías para aguas ultra-profundas en los próximos cinco años.

En México, el Instituto Mexicano del Petróleo es la única institución que ha establecido formalmente un programa de investigación sobre tecnologías para la Explotación de Campos en Aguas Profundas (PECAP). El PECAP tiene como misión el establecer las capacidades para el desarrollo de tecnología e investigación para generar las

E soluciones o las iniciativas para resolver los problemas de PEMEX en la explotación de hidrocarburos (Valle, 2009). En su primera fase, el IMP ha invertido de 2006 a la fecha más de 100 millones de pesos en diversos proyectos para la asimilación de las tecnologías asociadas con la caracterización oceanográfica del Golfo de México, la perforación de pozos en aguas profundas, sistemas submarinos de producción, ductos y risers, y sistemas flotantes tipo FPSO, logrando aplicaciones en los proyectos de

E PEMEX en curso de planeacióri o en etapa de ingeniería básica, como es el caso del proyecto del campo Lakach.

E Las metas a mediano plazo del IMP son la identificación de las tecnologías clave que deben ser adaptadas para su aplicación a las condiciones locales de los ámbitos de explotación de PEMEX, y establecer las redes de colaboración nacional e internacional así como la infraestructura de investigación experimental que permita en largo plazo la validación y generación de tecnologías propias, que permitan a PEMEX lograr sus metas de producción de hidrocarburos en aguas profundas.

£24. Redes de Cooperación

E El desarrollo de nuevas tecnologías es el fruto de trabajos conjuntos entre diversas entidades: las operadoras, los centros de investigación, las universidades y las compañías prestadoras de servicios. Este conglomerado de instituciones genera el conocimiento básico, las herramientas computacionales, los diseños conceptuales, los prototipos, la validación en laboratorios y en campo de las tecnologías que se utilizarán para explotar un campo en condiciones inéditas o con menores capitales de inversión.


E


La fortaleza tecnológica de Petrobras, una de las empresas petroleras más importantes del mundo por su actividad en aguas profundas, ha sido construida por sus alianzas y redes de cooperación. Actualmente, Petrobras tiene convenios de colaboración con 120 universidades y centros de investigación, lo que contribuye para que Brasil posea uno de los mayores complejos de investigación del mundo, con futuros centros de investigación alrededor del CENPES (el Centro de Investigación de Petrobras) de empresas como Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, General Electric, FMC Technologies, Usiminas y Tenaris Confab (Rocha, 2011).

Esta experiencia de colaboración internacional no es ajena a las perspectivas de desarrollo tecnológico del país. La Secretaría de Energía en conjunto con el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología han incentivado, a través de los fondos SENER- CONACyT Hidrocarburos, el desarrollo de proyectos multi-institucionales para generar las tecnologías requeridas por PEMEX. Esfuerzos paralelos se efectúan en PEMEX y en el IMP para establecer redes de colaboración. Por ejemplo, el IMP cuenta con convenios de colaboración con Centros de Investigación CONACyT, como el CICESE; con Institutos de Educación Superior del país, como el Instituto de Ingeniería de la UNAM, el Instituto Politécnico Nacional y la Universidad Veracruzana; con Institutos de Investigación Extranjeros, como el Instituto Coreano de Investigación y Desarrollo del Océano y el Instituto Noruego de Geotecnia; y universidades extranjeras como el Instituto Federal Suizo de Tecnología, entre otros.

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Espedalidad: Ingeniería Naval 43

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le 6 CONCLUSIONES

El presente trabajo ha mostrado el estado del arte de los sistemas flotantes de producción utilizados exitosamente en el mundo para el desarrollo de campos petroleros en aguas profundas, y que sin duda alguna formarán parte de las opciones que PEMEX podrá elegir para sus proyectos de inversión en el Golfo de México.

Para lograr las metas de producción de PEMEX en el horizonte 2017-2025, se ha identificado la necesidad de implementar 8 centros de procesamiento en aguas profundas y ultra-profundas basados en sistemas flotantes. Con base en las ventajas técnicas que ofrecen y a la experiencia de la industria nacional en la adquisición y

r

operación de estos sistemas, los FPSOs constituyen una alternativa robusta para ser seleccionados como el primer sistema de producción en aguas profundas mexicanas.

le La Ingeniería Naval mexicana tiene un papel fundamental en la planeación y ejecución de los proyectos de inversión de PEMEX en aguas profundas, en la operación y administración de la integridad de los sistemas flotantes de producción, y en la

r

integración de los grupos de desarrollo tecnológico y de los sectores industriales para proveer productos y servicios. El reto de incursionar en aguas profundas ofrece un

le polo de desarrollo para los Ingenieros Navales y múltiples disciplinas más.

le Los mayores retos de la industria nacional para el desarrollo de los proyectos de inversión en aguas profundas son constituidos por la formación de recursos humanos

t altamente capacitados, el fortalecimiento de programas e infraestructura de investigacion y desarrollo tecnológico, y la implementación de políticas

r gubernamentales para la generación de proveedores nacionales de servicios y productos. Los logros en estas oportunidades de desarrollo permitirán a PEMEX

e seleccionar la mejor infraestructura para el desarrollo de los campos petroleros; paralelamente, establecer el marco normativo para el diseño y operación de los

le artefactos navales; después, identificar las tecnologías clave para su adaptación a las condiciones locales de sus ámbitos de actuación; para finalmente, optimizar las

le tecnologías y reducir los costos de inversión.

e Los retos impuestos en los años 1970's a la industria petrolera nacional, al pasar de producir hidrocarburos en tierra a aguas someras del Golfo de México, fueron superados por los ingenieros mexicanos, llegando en la actualidad a generar normatividad propia novedosa para el mundo y proponer innovaciones tecnológicas. Con certeza, los retos que representan las actividades de producción en aguas profundas y ultra-profundas serán igualmente convertidos con éxito en oportunidades

e de desarrollo para la ingeniería mexicana.

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5

e e


e 5


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AGRADECIMIENTOS

Desde el instante en que conocí sobre la misión y los ideales de la Academia de Ingeniería, el pertenecer a esta noble institución se volvió una de mis aspiraciones. Cuatro años después, esa aspiración se ha cristalizado y ha depositado una nueva, necesaria ésta para seguir soñando.

Este momento es el oportuno para agradecer a las personas e instituciones que me han formado, como persona y como profesionista. Mi mamá, la persona más relevante en mi formación se ha ido, pero su cariño y enseñanzas perdurarán en mí. Sus palabras me hacen falta. Lola, Andrés, Rodrigo y Santiago me han complementado, me han brindado su amor y su comprensión al dejarme invertir parte de nuestro tiempo en la búsqueda de mis anhelos profesionales. Tal vez me he equivocado, pero insisto en creer que no del todo. Una vez más, dedico este trabajo al éxito de ustedes. Agradezco los múltiples apoyos, palabras de aliento y la confianza de mis hermanos.

A lo largo de los años en las aulas de clase siempre he tratado de absorber lo mejor de cada uno de mis profesores y estoy convencido de que si tengo virtudes, éstas fueron generadas por ellos. Mis defectos son solamente míos. Muestro mi gratitud por sus consejos y enseñanzas a la profesora Lucina Calzada de la Torre en educación básica; al profesor Ing. Salvador Avila del CECyT Wilfrido Massieu; al profesor M. en C. Carlos Magdaleno Domínguez de la ESIA-IPN; al profesor, asesor y amigo durante mi maestria en la DEPFI-UNAM, Dr. Ernesto Heredia Zavoni; y a los profesores, asesores y amigos durante mi doctorado en la COPPE-UFRJ, Dr. Edison Castro Prates de Lima y Dr. Luis Volnei Sudati Sag rilo.

Todo mi desarrollo profesional lo he efectuado en el Instituto Mexicano del Petróleo, 20 años de incursionar en temas novedosos para mí; sin duda alguna, las estructuras costa afuera y aun más las plataformas flotantes son mi vocación. Agradezco profundamente a tres Ingenieros por su guía, paciencia, enseñanzas e impulso para lograr mis metas: Oscar Valle Molina, Jorge Silva Ballesteros y Roberto Ortega Ramírez. Agradezco el apoyo brindado por todos mis amigos de la Dirección de Investigación y Posgrado y de Ingeniería de Proyecto, en especial a ustedes que al leer este documento se sienten felices por nuestro logro, nuestro porque saben bien todo lo que me han aportado. Agradezco a los Doctores Jaime Núñez, Jorge Sánchez y a los Maestros Alejandro Bahena, José Hernández, Evencio Huesca y Fidel Zamora sus contribuciones al manuscrito.

Momentos de sentirme útil y de satisfacción al verlos graduados, me han ofrecido mis alumnos de la UNITEC, del IPN, de la UNAM y de la Universidad Veracruzana (Uy). Ismael Pérez, Adrián López, Gilberto Piña, Julián Fuentes, Mauricio Molina, Ricardo Romero, Mario Isiordia, Asucena Rodríguez, Lallidua Cruz, Carlos Castelazo y Tonamitl González, les agradezco haber creido en mí.

Agradezco a los Ingenieros Gustavo Hernández García, Gabriel Delgado Saldivar y Oscar valle Molina su participación como comentaristas al presente trabajo.



Finalmente quiero agradecer al Presidente de la Especialidad de Ingeniería Naval, M. en C. Evencio Huesca Lagunes, por abrirme la puerta hacia la Academia de Ingeniería y por ser impulsor para la formación de recursos humanos universitarios en la Uy sobre las tecnologías para la explotación de petróleo y gas en aguas profundas.

Especialidad: Ingenieria Naval 48

C Sistemas Flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.

le CURRICULUM VITAE DEL CANDIDATO

le El Doctor Federico Barranco Cicilia nació en Tláhuac D. F. el día 02 de marzo del año 1969, es hijo de Ambrosio Barranco Lozano y Gloria Cicilia Cortez. Es casado con

le María Dolores Tamayo Flores y sus hijos llevan por nombres Andrés, Rodrigo y

le Santiago.

El Dr. Barranco se tituló en el año 1992 como Ingeniero Civil en la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura del IPN. Obtuvo el grado de Maestro en Ingeniería por la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM en 1995. En Junio del año 2004 se doctoró en el Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-graduaço e

r Pesquisa de Engenharia (COPPE) de la Universidad Federal de Río de Janeiro, con la tesis "Criterio de Diseño Basado en Confiabilidad para el Sistema de Tendones de una Plataforma TLP", dirigida hacia tecnologías para la explotación de hidrocarburos en aguas profundas.

le El Dr. Barranco tiene publicados 20 artículos técnicos tanto en congresos nacionales e internacionales como en revistras internacionales arbitradas. Desde 1992 ha impartido diversas clases de Estructuras y Sistemas Flotantes de Producción en la Universidad Tecnológica de México, en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM, en el posgrado del Instituto Mexicano del Petróleo y en la Universidad Veracruzana. El Dr. Barranco es Co-autor del libro "En las entrañas de la tierra" publicado por la editorial Litoral y el IMP, es revisor de la Revista Applied Ocean

t

Research de Elsevier e investigador Nivel 1 del Sistema Nacional de Investigadores del CONACyT.

mm Desde 1991, el Dr. Barranco colabora en el Instituto Mexicano del Petróleo.

le Inicialmente fue especialista de las áreas de ingeniería de plataformas marinas y de recipientes. A partir de julio de 2004 es investigador del Programa de Investigación

le para la Explotación de Campos en Aguas Profundas, teniendo a su cargo el Area Técnica "Sistemas Flotantes de Producción" y proyectos de Investigación y Desarrollo Tecnológico.

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t Especialidad: Ingeniería Naval 49

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Currículum Vitae Actualización. Marzo de 2011

Dr. Federico Barranco Cicilia

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Nivel Institución Licenciatura Instituto Politécnico Nacional

Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura

Maestría Universidad Nacional Autónoma de México División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería

Doctorado Universidad Federal de Río de Janeiro, Brasil COPPE (Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-graduaçáo e Pesquisa de Engenharia)

Periodo Título

1987-1992 Ingeniero Civil.

Promedio general: 9.10

Cédula profesional no.1708553

1992-1995 Maestro en Ingeniería con especialidad en estructuras

Promedio general: 8.36

Cédula profesional no.2293000 2000-2004 Doctor en Ciencias con especialidad en el

comportamiento hidrodinámico-naval de sistemas flotantes de producción para aguas profundas

Promedio general: 3/3 (10)

Diploma

2. EXPERIENCIA PROFESIONAL

2.1. Cargos y Liderazgo

Cargo: Líder del Área Técnica Naval sobre Sistemas Flotantes de Producción (ATSFP) del Programa de Investigación Explotación de Campos en Aguas Profundas (PECAP) de la Dirección de Investigación y Posgrado, del Instituto Mexicano del Petróleo.

Integrantes del grupo de investigación: Ing. Naval José Hernández Hernández, Dr. Efrén Ayala Uraga, Dr. Alberto O. Vázquez Hernández, M. en 1. Iván Félix González, e Ing. Alberto Martínez Farfán.

Actividades principales • Desarrollo de investigación sobre la ingeniería naval, el análisis hidrodinámico y análisis de confiabilidad estructural de Sistemas Flotantes de Producción para Aguas

Profundas. • Planeación estratégica y elaboración del Mapa Tecnológico del ATSFP, el cual

incluye la identificación de líneas de investigación, el establecimiento de cartera de proyectos de Investigación y Desarrollo Tecnológico (IDT) para el desarrollo de soluciones a las necesidades de PEMEX, la formación de recursos humanos, y la identificación de requerimientos de soporte informático e infraestructura, entre otros.

• Coordinación de actividades IDT del grupo de investigadores en el ATSFP. • Elaboración, presentación y gestión de iniciativas de proyectos JDT. • Promoción de convenios de colaboración con Instituciones de Educación Superior,

Institutos de Investigación y Compañías, nacionales e internacionales, líderes en tecnologías relacionadas con las plataformas flotantes en aguas profundas.

• Difusión de resultados tanto al interior del IMP como en PEMEX. • Conducir y participar como instructor en el proceso de transferencia tecnológica al

interior de las Direcciones de Especialidad del IMP para incrementar la masa crítica del personal con dominio de las tecnologías asociadas a los Sistemas Flotantes de Producción.

• Validación de los productos de proyectos IDT ante PEMEX. • Promoción de la aplicación de resultados IDT en proyectos de inversión de PEMEX

en aguas profundas.

2.2. Docencia

Institución Asignatura (s) Periodo Universidad Tecnológica de México Ingeniería Mecánica Ene-abr de 1992

Diseño Estructural May 1995-Dic 1997 Análisis Estructural Ene 1996-Dic 1997 Dinámica Estructural May 1996-Abr 1998

Universidad Nacional Autónoma de México

• DEPFI-Posgrado de Ingeniería Seminario de Investigación Junio de 2006 Petrolera

• DEPFI-Posgrado en Ingeniería Dinámica Estructural 1 Octubre 2006 Civil

• Facultad de Ingeniería Tutor del tema Explotación en Aguas Noviembre 2007 Profundas. Sistemas Flotantes, Curso Integración de Proyectos de Ingeniería Civil Costa Afuera.

Instituto Mexicano del Petróleo Metodología para el establecimiento de un Agosto de 2004 criterio de diseño basado en factores parciales de seguridad.

Instituto Mexicano del Petróleo Inducción al área técnica de materiales en Noviembre de 2007 aguas profundas.

Instituto Mexicano del Petróleo Transferencia de tecnología sobre el Mayo de 2008 desarrollo de sistemas submarinos de producción.

2.3. Investigación

Tema Comportamiento hidrodinámico de sistemas flotantes para la producción y transporte de hidrocarburos.

Institución Fundación COPPETEC de la Universidad Federal de Río de Janeiro, Brasil

Instituto Mexicano del Petróleo Conceptos teóricos básicos de las Septiembre de 2008 tecnologías asimiladas para desarrollar la ingeniería de sistemas flotantes de producción tipo FPSO.

Instituto Mexicano del Petróleo Seminario de inducción a los sistemas May-Jun de 2009 submarinos.

Instituto Mexicano del Petróleo Transferencia tecnológica. Etapa teórica. Oct y Nov de 2009 Ingeniería de diseño básico de FPSOs en Aguas profundas.

Instituto Mexicano del Petróleo Sistemas Flotantes de Producción en Aguas Julio de 2010 Profundas.

Universidad Veracruzana Introducción al análisis y diseño de sistemas Octubre-Diciembre de Facultad de Ingeniería, Campus Veracruz flotantes de producción en aguas profundas 2010

Ingeniería naval y análisis y diseño Instituto Mexicano del de sistemas flotantes de producción. Petróleo

Logros Periodo Participación en proyectos de Enero de 2001 investigación para la solución a febrero de de problemas presentes 2002 durante la operación de sistemas flotantes de la empresa PETROBRAS en aguas profundas de Brasil. Asimilación de tecnologías Agosto de 2004 para la ingeniería de sistemas a la fecha. flotantes de producción, almacenamiento y trasiego (FPSOs), así como la obtención de 5 derechos de autor y 7 nuevos servicios para PEMEX.

2.4. Administración

Tipo Institución Periodo Administración de Area Técnica: Coordinación de las Programa de Investigación Enero de 2005 a la actividades de investigación y desarrollo tecnológico, y Explotación de Campos en Aguas fecha de los recursos humanos y materiales del Área Técnica Profundas, Instituto Mexicano del Sistemas Flotantes de Producción. Petróleo.

Administración de Proyectos de Servicios Gerencia de Atención a Clientes Febrero a Junio de Tecnológicos para PEMEX: Líder del proyecto Región Marina, Instituto Mexicano 2005 F.3 1627 "Asistencia Técnica para la Rehabilitación y del Petróleo. Modernización de la Plataforma Semisumergible Chemul, Segunta Etapa".

Administración de proyectos de Investigación y Programa de Investigación Junio de 2006 a Desarrollo Tecnológico: Líder del proyecto de Explotación de Campos en Aguas diciembre de 2010. asimilación tecnológica D.00378 "Metodologías para el Profundas, Instituto Mexicano del Análisis e Ingeniería Conceptual de Sistemas Flotantes Petróleo. de Producción en Aguas Profundas".

2.5. Labor Gremial

Actividad Miembro del Comité organizador del 9no Simposio Nacional de la SMIS "CONSTRUCCIONES ESTRATÉGICAS Y AMENAZAS NATURALES, Diseño y comportamiento ante solicitaciones extremas", coordinando la sesión The Importance of Design Criteria Jbr QfJs/'zore Oil and Gas Facilities con colaboración del Mineral Management Services de los Estados Unidos.

Tutor de alumnos universitarios durante el Verano de la Investigación Científica 2008, en temas sobre Ingeniería Naval y Estructural de sistemas flotantes de producción.

Institución Lugar/Fecha Sociedad Mexicana de Ingeniería Ixtapan de la Sal, Sísmica Estado de México!

Febrero del 2007

Academia Mexicana de Ciencias, A. México D. F. C. /Julio-Agosto de

2008.

Co-autor del tema: Los retos de la Ingeniería Naval en Asociación Mexicana de Ingenieros Veracruz,Ver/ el desarrollo de campos petroleros en aguas Profundas Navales, A.C. Diciembre de

2010.

3.1. Proyectos Realizados

Institución/Título Instituto Mexicano del Petróleo

Metodologías para el Análisis e Ingeniería Conceptual de Sistemas Flotantes de Producción en Aguas Profundas

Logros -Asimilación de las tecnologías para: Subproyecto A "Geofisica, geotecnia y diseño de cimentaciones en aguas profundas", Subproyecto B "Optimización en tiempo real de sistemas de producción en aguas profundas" y Subproyecto C "Ingeniería de diseño básico (FEED) de un FPSO para un caso de aplicación en aguas profundas de México".

Periodo Junio de 2006 a diciembre de 2010.

-Establecimiento de un convenio de colaboración con la

empresa SBM Atlantia Inc., líder mundial en la ingeniería, suministro y operación de FPSOs, para la formación de capital humano en Ingeniería Naval, Ingeniería Estructural, Ingeniería de Proceso y otras especialidades.

-A través de un proceso de transferencia interna, se capacitaron grupos de trabajo multidisciplinarios (41 especialistas en total) de las Direcciones de Ingeniería de Proyecto, Ingeniería de Proceso, Seguridad y Medio Ambiente y Exploración y Producción del IMP, para la aplicación de los resultados del proyecto en servicios para PEMEX.

-Validación de los productos del proyecto por el IMP y PEMEX.

-Con la finalidad de salvaguardar el patrimonio tecnológico del IMP logrado a través del proyecto, se han obtenido los siguientes registros derechos de autor: No. 03-2010-032611242900-01 "Metodologías para la Ingeniería de Diseño Básico de FPSOs en Aguas Profundas" y No. 03-2010-042811471400-01 "Metodología para el Dise?ío de una Cimentación tipo Pilote de Succión para FPSOs".

-Especificación técnica de seis (6) nuevos servicios y la mejora de uno existente en el catálogo IMP.

-Aplicación de las tecnologías asimiladas en proyectos de PEMEX asociados con problemas operacionales del FPSO Yuum K'ak'Náab, en la exploración geotécnica de la región del campo Lakach en aguas profundas del Golfo de México y en la optimización de los procesos de producción de las instalaciones del Activo Integral Litoral de Tabasco.

3.2. Desarrollo de infraestructura

Institución/Título Logros Periodo Instituto Mexicano del Petróleo Líder del grupo de especialistas en Ingeniería Naval y Marzo a Agosto de

Estructural que efectuó la especificación científica del 2009 Centro de Tecnología Costa Afuera Laboratorio de Estructuras Marinas, incluyendo

componentes de cascos de flotación y sistemas de anclaje, del Centro de Tecnología Costa Afuera (CTCF) planeado a construirse en el municipio de Boca del Río, Veracruz.

Hasta la fecha se ha concluido el Proyecto de Pre-Inversión del CTCF, siendo de interés para PEMEX, el CONACYT y el Gobierno del Estado de Veracruz.

3.3. Formación de Recursos Humanos (Tesis)

Título Alumno/Nivel/Institución Lugar/Fecha Curvas de isoaceleración sísmica y espectros de Ismael Pérez Pérez México, D.F. sitio para la Sonda de Campeche Mayo de 1996

Licenciatura ESIA-IPN

Metodología para el Dimensionamiento Básico de Gilberto Piña Espinosa México D.F. una Plataforma Semisumergible para la Explotación Julián Fuentes Escobar Septiembre de 1999 de Petróleo en Aguas Profundas de la Bahía de Campeche. Licenciatura

Universidad Tecnológica de México

Criterio de Diseño a Fatiga de los Tendones de una Mauricio Molina González México D.F. TLP Agosto de 2005

Maestría Posgrado del Instituto Mexicano del Petróleo

Análisis de fatiga de los tendones de una plataforma Mario Alberto Isiordia Valdez México D.F. de piernas atirantadas (TLP) Enero de 2008

Licenciatura Universidad Nacional Autónoma de México

Respuesta de plataformas de piernas atirantadas tipo Lallidua Cruz Alonso Boca del Río, Veracruz TLP ante condiciones ambientales extremas Enero de 2010

Licenciatura Universidad Veracruzana

Análisis de confiabilidad estructural de tuberías Carlos Castelazo-Carrillo México D.F. ascendentes de acero en catenaria (SCR) Junio de 2010

Maestría Sección de Graduados ESIA-IPN

3.4. Artículos en Publicaciones Arbitradas

Título Revista Lugar/Fecha Torsion in Symmetric Structures Due The Ground Journal of Mechanic Engineering, USA Motion Spatial Variation American Society of Civil September, 1996

Engineers (ASCE)

A Method for the Transfer Function Matrix of Journal of Earthquake Engineering USA Combined Primary-Secondary Systems Using and Structural Dynarnic February, 2006 Classical Modal Decomposition

Reliability-based design criterion for TLP tendons Journal of Applied Ocean England Research, Elsevier February, 2008

Structural reliability analysis of limit state function Revista Ingeniería, Investigación y México with multiple design points using evolutionary Tecnología, UNAM Abril, 2009 strategies

3.5. Artículos en Publicaciones no Arbitradas

Título Memorias de Congresos Lugar/Fecha Random Vibration Analysis of non-Classically Eleventh World Conference on Acapulco, México Damped Multi-Support Structural System Earthquake Engineering June, 1996

Statistic Comparison between Wave Height Time Seventh International Offshore and Honolulu, hawaii, USA Histories from Different Simulation Techniques for Polar Engineering Conference, May, 1997 a Campeche Bay Sea State. ASCE

Offshore Fixed Platform Response Under 1 7th International Conference on Lisboa, Portugal. Earthquake Signals Simulated From Design Spectra Offshore Mechanics and Arctic July, 1998

Engineering, ASME

Fixed Offshore Platform Response Comparison by Rio Oil and Gas Conference, IBP Río de Janeiro, Brasil. Using Different Wave Modeling October, 1998.

Dimensionamiento Básico de una Plataforma de XI Congreso Nacional de Monterrey, Nuevo León. Piernas Tensionadas para la Explotación de Ingeniería Estructural. Noviembre de 1998. Hidrocarburos en Aguas Profundas.

A Case Study on the Evaluation of Floating Hose Twelfth International Offshore and Kitakyushu, Japan Forces in a C.A.L.M. System Polar Engineering Conference, May, 2002

ASCE

Comparing Measured and of Calculated Forces of a 22nd International Conference on Cancun, Mexico. Manifoid Deployment in 940 meters Water Depth Offshore Mechanics and Arctic June 8-13, 2003

Engineering, ASME

Systems Reliability with Multiple Design Points 22nd International Conference on Cancun, Mexico. through Evolutionary Strategies Offshore Mechanics and Arctic June 8-13, 2003

Engineering, ASME

Reliability of TLP Tendons under Storm Sea States 24th International Conference on Halkidiki, Greece Offshore Mechanics and Arctic June 12-17, 2005 Engineering, ASME

Reliability-Based Design Criterion for TLP 25th International Conference on Hamburg, Germany Tendons Offshore Mechanics and Arctic June 4-9, 2006

Engineering, ASME

Efeito da Confiabilidade Alvo no Critério de Rio Oil and Gás, Expo and Rio de Janeiro, Brasil Projeto para os Tendóes de urna TLP Conference, IBP September, 2006 Reliability of TLP tethers using evolutionary 27th International Conference on Estoril, Portugal

strategies

Offshore Mechanics and Arctic June 2008 Engineering, ASME

3.6. Libros

Título Biblioteca Visual del Petróleo, Volumen 1, "En las Entrañas de la Tierra"

Este libro fue seleccionado por la Secretaría de Educación Pública dentro del Programa Nacional de Lectura, como parte de los libros del Rincón para las Bibliotecas Escolares y de Aula de las Escuelas Públicas de Educación Básica del ciclo escolar 2007.

Datos de Publicación Editorial Grupo Litoral, ISBN 970-9796-01-1 Ira Edición, Agosto de 2005

Tipo de Participación Co-Autor (segunda

posición)

3.7. Patentes y Derechos de Autor

Título de la Obra Institución No. Registro INDA/Fecha Sistema de recopilación de documentos de Instituto Mexicano del Petróleo 03-2009-022410372800-0 1 proyectos del Programa de Explotación de Campos 10 de marzo de 2009 en Aguas Profundas (RDPAP).

Manual de ayuda en línea y diseño de interfaces de Instituto Mexicano del Petróleo 03-2009-022411114900-01 captura y consulta correspondiente al Sistema de 10 de marzo de 2009 recopilación de documentos de proyectos del Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas.

Metodología para la ingeniería de diseño básico de Instituto Mexicano del Petróleo 03-2010-03261 1242900-01 FPSOs en Aguas Profundas. 22 de abril de 2010

Metodología para el diseño de una cimentación tipo Instituto Mexicano del Petróleo 03-2010-042811471400-01 pilote de succión para FPSOs. 14 de mayo de 2010

Mapa tecnológico del Área Técnica de Sistemas Instituto Mexicano del Petróleo 03-2010-121712010000-01 Flotantes de Producción en el horizonte 2010-2021. 18 de enero de 2011

3.8. Otros. Divulgación y Difusión Científica & Tecnológica

Título de la Conferencia Institución Fecha Los retos de la ingeniería mexicana para la Facultad de Ingeniería, 02 de diciembre de 2005 explotación de hidrocarburos en aguas profundas. UNITEC

Explotación de hidrocarburos en aguas profundas. Universidad Autónoma del 07 de mayo de 2008

retos de la ingeniería estructural. Estado de México

La ingeniería y los sistemas de producción de Universidad Veracruzana, hidrocarburos en aguas profundas. Facultad de Ingeniería

Sistemas flotantes de producción, almacenamiento y Cámara Mexicana de la trasiego (FPSOs) en aguas profundas. Industria de la Construcción,

27 de junio de 2008

05 de junio de 2009

Estado del arte de la tecnología para la explotación de campos en aguas profundas.

La explotación de campos en aguas profundas de México.

Veracruz. Escuela de Ingenieros de la Armada de México, Secretaría de Marina

Facultad de Ingeniería, UN IT EC

23 de enero de 2010

23 de julio de 2010

Metodologías para el análisis e ingeniería Instituto Mexicano del Petróleo 08 de septiembre de 2010 conceptual de sistemas flotantes de producción en aguas profundas.

4. RECONOCIMIENTOS

4.1. Premios y Reconocimientos

Motivo Reconocimiento por haber obtenido el mejor promedio escolar académico en la ESIA

Nombramiento de Candidato a Investigador Nacional

Director de la tesis de licenciatura seleccionada como la mejor en ingeniería estructural.

Institución que otorga Fecha Instituto Politécnico Nacional

Diciembre de 1990

Conacyt

Enero de 2006 a Diciembre de 2008

Sociedad Mexicana de Ingeniería Noviembre de 2008 Estructural

Tesis "Análisis de fatiga de los tendones de una plataforma de piernas atirantadas (TLP)"

Arbitro y/o Revisor de la revista internacional Editorial Elsevier Ltd. 2009 Applied Ocean Research

4.2. Cargos de Importancia

Comité Institución Periodo Líder de la área Técnica "Sistemas Flotantes Instituto Mexicano del Petróleo 2005 a la fecha de Producción" del Programa de Investigación Explotación de Campos en Aguas Profundas.

Miembro del Comité de Ingreso al Posgrado Instituto Mexicano del Petróleo

2007-2009 del IMP.

Miembro del Comité de Evaluación para el Instituto Mexicano del Petróleo 2008 premio al mejor Proyecto de Investigación IMP, en el año 2008

Arbitro y/o Revisor de la revista internacional Editorial Elsevier Ltd. .1II1J Applied Ocean Research

Dr. Federico Barranco Cicilia

gat DATOS GENERALES

Nacionalidad: Mexicana Lugar y fecha de nacimiento: México D. F., 02 de Marzo de 1969 R.F.C.: BACF-690302 SU1 CURP: BACF690302HDFRCDO9 Estado Civil: Casado Dirección: Calle Andador Tláloc No. 21, San Antonio Tecómiti,

Delegación Milpa Alta, C.P. 12100 México D. F.

Teléfono: Casa: (55) 5847 2687 Oficina: (55) 9175 7403 Celular: 044 5523001727

E-mails: fbarran(imp.mx, tbarran(ig.corn.br

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M4xco. O. F., a 12 de Febr«o de 192.

El Director de 1.

Se tomó nota del peaente titulo a foae No.69d.1 libre No.

fagiatro reapectiio.

México, O, F.,e 9 do FC brerc di 1992,

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