SISTEMAS FLOTANTES PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

SISTEMAS FLOTANTES PARA LA
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN AGUAS
PROFUNDAS MEXICANAS
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA NAVAL
Federico Barranco Cicilia
Doctor en Ingeniería con Especialidad en Estructuras Marinas
26 de Enero de 2012
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
CONTENIDO
Página
RESUMEN EJECUTIVO
1. INTRODUCCIÓN
2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA
3. PERSPECTIVAS DE MÉXICO EN AGUAS PROFUNDAS
3.1. Estrategia actual de producción de PEMEX
3.2. Producción esperada en aguas profundas mexicanas
3.3. Avances en la actividad exploratoria en aguas profundas
4. DESARROLLO DE CAMPOS BASADOS EN SISTEMAS FLOTANTES
4.1. Características de los sistemas flotantes
4.2. Filosofías de diseño
4.3. Estado actual de las tecnologías
4.4. Planeación del desarrollo de campos
4.5. Criterios de selección de sistemas flotantes
4.5.1. Características del yacimiento
4.5.2. Requerimientos funcionales
4.5.3. Condiciones del sitio
4.5.4. Normatividad y otros
4.6. Perspectivas de proyectos integrales en aguas profundas mexicanas
4.7. Lecciones aprendidas por ocurrencia de accidentes o fallas
5. RETOS Y OPORTUNIDADES PARA LA INGENIERÍA NAVAL MEXICANA
5.1. Retos tecnológicos
5.2. Acciones de la industria mexicana
5.2.1. Formación de recursos humanos
5.2.2. Desarrollo de proveedores nacionales
5.2.3. Investigación y desarrollo tecnológico
5.2.4. Redes de Cooperación
6. CONCLUSIONES
REFERENCIAS
AGRADECIMIENTOS
CURRICULUM VITAE DEL CANDIDATO
Especialidad: Ingeniería Naval
3
4
8
13
13
15
15
18
18
22
24
27
30
31
31
32
32
34
36
39
39
40
41
41
42
42
44
45
47
49
2
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
RESUMEN EJECUTIVO
El lento desarrollo de fuentes alternativas de energía ha mantenido hasta la actualidad
al petróleo como la principal fuente de combustibles en el mundo; sin embargo, la
producción global de aceite y gas dentro de los continentes y en aguas someras ha
iniciado su declinación. La disminución de las reservas ha motivado a la industria
internacional a incursionar en el mar en aguas cada vez más profundas en la
búsqueda de nuevos yacimientos, logrando récords de perforación de pozos y de
producción en profundidades próximas a los 3,000 m. Se estima que esta tendencia se
mantendrá e inclusive se incrementará al continuar en la búsqueda de yacimientos de
petróleo y gas localizados en aguas ultra-profundas.
Petróleos Mexicanos (PEMEX) se encuentra en la fase exploratoria de las cuencas del
Golfo de México profundo, durante la cual ha estimado un recurso prospectivo de 29.5
mil millones de barriles de crudo equivalente, que representa casi el 60% del total del
país. Como resultado de estas exploraciones ya se han encontrado varios yacimientos
de hidrocarburos, para los cuales se están efectuando proyectos para evaluar la
factibilidad de su desarrollo, e incluso se encuentra en curso la fase de ingeniería
básica del proyecto de gas no asociado para el campo Lakach, localizado frente a las
costas de Veracruz en un tirante de 988 m.
Para poder llevar a cabo este tipo de proyectos de alto contenido tecnológico y gran
complejidad, PEMEX requiere de la participación de las Instituciones de Investigación y
de Educación Superior del país para formar recursos humanos altamente calificados y
adquirir tecnologías para, en una primera instancia, seleccionar inteligentemente los
sistemas de producción disponibles en el ámbito internacional; para posteriormente,
fortalecer los programas de desarrollo tecnológico y el establecimiento de
infraestructura de investigación con la finalidad de adaptar las tecnologías adquiridas a
las condiciones locales de nuestros mares y de nuestros hidrocarburos. Las acciones
para la formación de recursos humanos y el desarrollo de las tecnologías deberán
estar acompañadas de políticas gubernamentales para la generación y/o
fortalecimiento de los sectores industriales en el país para suplir los materiales y
equipos; para construir, transportar, instalar, operar, e inspeccionar las obras; así
como para dar mantenimiento y efectuar el retiro de los sistemas submarinos, de los
ductos y de los sistemas flotantes de producción una vez concluida su vida útil.
El presente trabajo tiene como objetivo describir las tecnologías que PEMEX requiere
para efectuar la explotación de los recursos petroleros en aguas profundas,
enfocándose principalmente a los sistemas flotantes de producción por ser una de las
partes torales de los proyectos y por ello mismo, de la Ingeniería Naval, que se
involucra de manera fundamental en todas sus fases, desde la planeación e ingeniería,
hasta la construcción, instalación y operación de la infraestructura. Asimismo, se
indican los retos y las oportunidades de la Ingeniería Naval mexicana para coadyuvar
a la implantación, adaptación y concepción de tecnologías que permitan el desarrollo
de los proyectos de inversión en aguas profundas y ultra-profundas de PEMEX.
Palabras clave: Aguas Profundas, Campos Petroleros, Sistemas Flotantes de
Producción, Ingeniería Naval.
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
1. INTRODUCCIÓN
El incremento en la demanda de energía y el lento desarrollo de fuentes alternativas
han mantenido hasta la actualidad a los combustibles fósiles como la principal fuente
de energía en el mundo. En la Figura 1.1 se puede observar que aún con la
declinación en la participación del petróleo como fuente de energía, pasando de 46%
en 1980 a 37% en el año 2008, los hidrocarburos (petróleo y gas natural) representan
alrededor del 60% de energía consumida en el planeta.
45%
40%
Petróleo
35%
Carbón
30%
25%
Gas Natural
20%
Resto
15%
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
10%
Figura 1.1. Fuentes de energía primaria en el mundo.
Fuente: http://www.econlink.com.ar
De la producción actual de petróleo, alrededor de los 82 millones de barriles por día
(MMbd), la producción de yacimientos en tierra aporta 50 MMbd y el resto proviene
del mar. En la Figura 1.2 se puede observar que de los 32 MMbd de petróleo obtenido
de campos marinos, alrededor de 8 MMbd corresponden a yacimientos localizados en
aguas profundas.
La producción de petróleo costa afuera en el mundo inició en los años 1930’s y como
puede apreciarse en la Figura 1.2, desde ese entonces se ha incrementado de manera
gradual desde un modesto valor de 1 MMbd en 1960 a 32 MMbd en la actualidad. De
hecho, la producción de aceite y gas en el mar ha mantenido su crecimiento aún
después de que en las décadas pasadas la producción proveniente de yacimientos en
tierra alcanzó su mayor nivel y ha iniciado su proceso de declinación.
Especialidad: Ingeniería Naval
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Millones de barriles por día
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Costa afuera, aguas profundas
En tierra, no convencional (arenas aceitosas)
Costa afuera, aguas someras
En tierra, convencional
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 países de la región Asia-Pacífico, América del Norte y Europa.
100
80
Sur y Centro América
60
África
Asia - Pacífico
América del Norte
40
Europa
20
Millones de barriles por día
Millones de barriles por día
100
80
Sur y Centro América
África
60
Asia - Pacífico
40
América del Norte
20
Europa
Este Medio
0
Este Medio
0
1971
1980
1990
Año
2000
a) Producción
2010
1971
1980
1990
Año
2000
2010
b) Consumo
Figura 1.3. Historia de la producción y consumo de petróleo en el mundo.
Fuente: http://www.economist.com
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
En México, la explotación de hidrocarburos costa afuera inició a finales de los años
1970’s con el descubrimiento del campo Cantarell, logrando este sector una
aportación máxima al total de la producción de alrededor de 3 MMbd en el 2002, año a
partir del cual inició su descenso. En la Figura 1.4 se muestra la variación de la
producción de petróleo en México entre los años 1938 a 2010.
Figura 1.4. Producción de petróleo en México.
Fuente: http://www.pep.pemex.com
La producción global de aceite y gas dentro de los continentes, incluyendo a México,
ha tenido una caída de hasta 10 MMbd con respecto a su máximo valor histórico de 54
MMbd logrado en 1979 (Sandrea, 2010), como se puede observar en la Figura 1.2.
Esta situación ha motivado a la industria del petróleo incursionar en el mar y cada vez
en aguas más profundas en la búsqueda de nuevos yacimientos, logrando récords de
perforación de pozos en tirantes de agua mayores a 3,000 m y de producción en
2,934 m con el pozo Tobago en el Golfo de México, como se puede observar en la
Figura 1.5 (Wilhoit y Chad, 2011).
Actual
3,657
Plataforma Flotante
Pozo exploratorio
Pozo productor
Record actual
3,353
Tirante de agua (m)
3,048
Record
mundial
Arbol
submarino
2,934 m, US
GdM,
Tobago
Operador:
Shell
Record mundial
Perforación de Pozo
3,051 m, US GdM
Cía. Transocean
Operador: Chevron
2,743
2,438
2,134
Record
mundial
Plataforma
Flotante
2,414 m, US
GdM,
Independence
Hub
Operador:
Anadarko
1,829
1,524
1,219
915
610
305
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
2020
Año
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).
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
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.
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
2. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN COSTA AFUERA
Para efectuar las actividades de producción más allá de la costa, la industria petrolera
internacional ha utilizado exitosamente a las plataformas fijas, las torres flexibles, los
sistemas submarinos y los sistemas flotantes (ver Figura 2.1).
Fija
Semi
Sistemas Flotantes
TLP
Spar
FPSO
Riser
Sistemas Submarinos
Figura 2.1. Sistemas de producción de hidrocarburos en el mar.
Fuente: http://salvador-nautico.blogspot.com (Figura modificada por el autor).
En aguas someras (tirantes menores a 300 m) es viable desde el punto de vista
técnico fijar una plataforma al fondo marino, siendo éste el motivo para denominarlas
plataformas fijas. Las columnas que soportan las cubiertas con los equipos e
instalaciones de producción pueden ser de concreto o acero, las cuales se extienden
en forma de piernas desde la plataforma superficial hasta el suelo marino y son fijadas
con pilotes o estructuras masivas de concreto. Las ventajas de las plataformas fijas
son su alta estabilidad y capacidad de carga, así como sus bajos movimientos ante las
acciones meteorológicas y oceanográficas del viento, oleaje, corrientes marinas y
mareas. Estas características les permiten manejar grandes cantidades de producción
y utilizar árboles de control de pozos sobre sus cubiertas y risers (ductos ascendentes
por donde viaja la producción proveniente de los pozos) de acero verticales, los cuales
en su conjunto permiten reducir los costos de la infraestructura y del mantenimiento e
intervención de los pozos productores.
Las plataformas fijas dejan de ser una alternativa viable en aguas intermedias
(tirantes mayores a 300 m) y profundas (tirantes mayores a 500 m) ya que no es
costeable construir e instalar plataformas fijas con subestructuras tan pesadas y
largas para apoyarse en el fondo marino. Sin embargo, existen varias plataformas
operando en aguas intermedias estadounidenses como la plataforma Cognac en 312 m
y la Bullwinkle, poseedora del récord de aplicación, en 412 m de tirante de agua.
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
En la Figura 2.2 se presentan las 7 plataformas con mayor altura en el mundo, todas
ellas operando en aguas intermedias estadounidenses. De acuerdo con los registros de
la Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (antes MMS),
Estados Unidos cuenta con 3,080 plataformas fijas en el Golfo de México (GdM).
Figura 2.2. Plataformas fijas en operación en aguas intermedias de Estados Unidos.
Fuente: http://offshoreindustry.blogspot.com/
Actualmente, Petróleos Mexicanos tiene en operación en el GdM alrededor de 350
plataformas fijas ubicadas en la Bahía de Campeche y frente a las costas de Tampico,
Veracruz y Tabasco, en tirantes de agua menores a 100 m. La producción de los
campos en aguas someras en estas regiones se efectúa a través de complejos de
plataformas (ver Figura 2.3), teniendo cada una de ellas servicios específicos tales
como perforación, producción, alojamiento de personal (habitacional), compresión de
gas, inyección, rebombeo, recuperación, enlace y telecomunicaciones, entre otros.
Figura 2.3. Complejo de plataformas fijas.
Fuente: http://2.bp.blogspot.com
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
La explotación de hidrocarburos en aguas profundas y ultra-profundas (tirantes
mayores a 1,500 m) requiere de sistemas flotantes anclados al fondo marino y/o de
sistemas submarinos de producción, los cuales reciben a los hidrocarburos
provenientes de los pozos y los envían a través de ductos y/o risers a instalaciones
marinas cercanas o en tierra para su procesamiento, almacenamiento o venta. En la
Figura 2.4 se puede observar un sistema de producción típico en aguas profundas,
combinando los sistemas submarinos, los ductos y risers, y un sistema de producción
flotante.
Sistema Flotante FPSO
Risers
Sistema
Submarino
Ducto Marino
Figura 2.4. Sistema de producción típico en aguas profundas.
Fuente: http://www.modec.com (Figura modificada por el autor).
Dentro de los sistemas flotantes de producción se encuentran los Buques de
Producción, Almacenamiento y Trasiego (FPSO´s por sus siglas en inglés), las
plataformas Semisumergibles (Semi´s), las Plataformas de Piernas Atirantadas (TLP´s
por sus siglas en inglés), y las plataformas tipo Spar (ver Figura 2.1). Actualmente
existen 271 sistemas flotantes de producción en servicio o disponibles en el mundo, en
países como Estados Unidos, Brasil, Noruega e Inglaterra, o en los mares africanos y
asiáticos. Del total, el 65% son FPSOs, 18% Semi´s, 10% TLP´s y 7% Spar´s (IMA,
2011). El record actual de aplicación lo posee la plataforma Semisumergible
Independence Hub en operación en la parte Norte del GdM en un tirante de 2,415 m.
En la Figura 2.5 se muestra el crecimiento del número de sistemas flotantes desde su
aparición en la década de los años 70´s del siglo pasado hasta el año 2009. En esta
figura se puede observar que la tasa de crecimiento en la última década es del 117%,
siendo los FPSOs aquellos sistemas con mayor demanda seguidos por las plataformas
semisumergibles. El futuro del mercado de los sistemas flotantes se muestra
promisorio al identificar 196 proyectos en planeación, diseño o licitación, que
potencialmente requerirán unidades flotantes de producción o almacenamiento. Brasil
es la región más activa en el futuro cercano con 50 proyectos potenciales para
sistemas flotantes en etapa de planeación, después continúa el Sureste asiático con
39, el Norte de Europa con 24, el Golfo de México con 19 y Australia con 11 proyectos.
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Número de unidades
De los 196 proyectos, 53 están en la fase de licitación y los contratos para su
construcción serán asignados dentro de los siguientes 12 a 18 meses. Los restantes
143 proyectos se encuentran en la fase de planeación, por lo que se estima que la
construcción de los sistemas flotantes iniciará entre los años 2013 a 2018 (IMA,
2011).
1999-2009
crecimiento de +117%
Año
Figura 2.5. Incremento en el uso de Sistemas flotantes de producción en el mundo.
Fuente: http://www.woodgroupnews.com
En el caso de México, PEMEX cuenta solamente con un buque de almacenamiento y
descarga (FSO), de nombre TaKuntah (ver Figura 2.6), en operación en el campo
Cantarell en un tirante de 75 m, y un FPSO de nombre Yùum 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 Cantarell.
Fuente: http://www.modec.com
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Figura 2.7. FPSO Yùum K´ak´náab en operación en los campos Ku-Maloob-Zaap.
Fuente: http://www.marinetraffic.com
Se estima que el primer sistema flotante en aguas profundas mexicanas se instalará
entre los años 2017 y 2018, ya sea en aguas profundas del área de Perdido, frente a
las costas del estado de Tamaulipas en un tirante de alrededor de 3,000 m, o en el
Sur del Golfo de México en un tirante menor a 2,000 m (Barranco et al., 2010).
Especialidad: Ingeniería Naval
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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,
Cantarell,
Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo),
Explotación (sin Chicontepec, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap),
Exploración (sin aguas profundas) y,
Aguas profundas.
Producción (Mbd)
Como se puede observar en la Figura 3.1, actualmente el proyecto Ku-Maloob-Zaap es
el más importante del país representando el 32.6% de la producción total. Se estima
que alcanzará su producción máxima en el año 2013 con un volumen de 927 Mil
barriles por día (Mbd) e iniciará su etapa de declinación para el año 2014. El proyecto
Cantarell pasará de 502 Mbd en 2010 a 169 Mbd en 2025, y se mantendrá como el
segundo proyecto más importante hasta 2018, año en que se estima sea superado por
el proyecto Chicontepec con una producción de 359 Mbd. El proyecto Aceite Terciario
del Golfo se encuentra en una fase inicial de desarrollo, por lo que su nivel de
producción se estima crecerá de 44 Mbd a 377 Mbd entre 2010 y 2025, convirtiéndose
en el proyecto de mayor aportación superando a Ku-Maloob-Zaap a partir de 2022
(SENER, 2011).
Figura 3.1. Producción por categoría de proyectos en el horizonte 2010-2025.
Fuente: SENER, 2011.
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Adicionalmente a los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y ATG, existen otros que se
encuentran en explotación y que contribuirán a mantener la producción de corto y
mediano plazo, destacando los proyectos Integral Crudo Ligero Marino, Complejo
Antonio J. Bermúdez, Ixtal-Manik, el integral campo Caan, el integral Chuc, Integral
Bellota Chinchorro, Jujo-Tecominoacán y Delta del Grijalva, con una producción
conjunta mayor al 20% del total nacional estimado durante 2010-2017 (SENER,
2011).
En relación a los proyectos exploratorios se estima que los campos por desarrollarse
incorporarán producción a partir de 2013 a través de los proyectos integral cuenca de
Veracruz, Litoral Tabasco Terrestre, Campeche Poniente, Simojovel, cuenca de
Macuspana, Comalcalco, Julivá y Cuichapa, con un volumen aproximado de 25 mbd.
Posteriormente, se planea incorporar otros proyectos que en conjunto aportarán 1,426
mbd en 2025, sin considerar los proyectos de aguas profundas (SENER, 2011).
De acuerdo con la estrategia de exploración y producción de PEMEX, se estima que
existe el potencial para incorporar producción de tres proyectos exploratorios en aguas
profundas denominados como Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido.
La delimitación de las áreas exploratorias de cada proyecto se muestra en la Figura
3.2. El reto en los proyectos de aguas profundas es importante, ya que se pretende
establecer la producción comercial de hidrocarburos a partir de sedimentos Terciarios
y Mesozoicos en tirantes de agua mayores a 500 metros (SENER, 2011).
Figura 3.2. Regiones de los proyectos en aguas profundas mexicanas.
Fuente: Suárez (i), 2011.
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
3.2.
Producción esperada en aguas profundas mexicanas
Producción (Mbd)
De acuerdo con estimaciones de PEMEX Exploración y Producción (PEP), la primera
producción de yacimientos localizados en aguas profundas se obtendrá a finales de
2017, con un volumen inicial de 5 Mbd proveniente del proyecto Golfo de México B;
para el año 2018 se prevé agregar producción de los proyectos Golfo de México Sur y
Área Perdido; estimándose que estos tres proyectos alcancen una aportación de 784
Mbd en 2025 (SENER, 2011). En la Figura 3.3 se muestran las metas de producción
de PEMEX en aguas profundas para el periodo 2017-2025.
Figura 3.3. Producción esperada de aguas profundas en el horizonte 2017-2025.
Fuente: SENER, 2011.
Para lograr estas metas PEP planea incrementar en el corto plazo la adquisición de
sísmica 3D, que permita mejorar la estimación de los recursos prospectivos, identificar
nuevas oportunidades y reducir el riesgo exploratorio de los proyectos de aguas
profundas.
3.3.
Avances en la actividad exploratoria en aguas profundas
Derivado de los trabajos de exploración geofísica, desarrollados a partir de 2007
PEMEX ha adquirido más de 37 mil Km2 de sísmica 3D del subsuelo marino del Golfo
de México profundo, para acumular un total de 55 mil Km2. Con base en la
interpretación de los datos sísmicos, se han perforado a la fecha un total de 16 pozos,
siendo 9 productores y 7 improductivos. Los pozos exitosos han permitido la
incorporación de más de 540 MMbpce de reservas 3P, definiendo a las reservas 3P
como la suma de las probadas, probables y posibles. El pozo exploratorio con mayor
Especialidad: Ingeniería Naval
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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
MMMMpc de gas; y (b) en el área Nox-Hux se identificó la presencia de yacimientos de
aceite pesado y extra pesado, que representan la continuidad de los trenes de
producción de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap (Suárez (i), 2011).
En la Tabla 3.1 se presentan los datos de los pozos terminados hasta la fecha, los que
se encuentran en perforación y los planeados para perforarse en aguas ultraprofundas del Golfo de México para el año 2012 (Suárez (ii), 2011).
Planeados
En
perforación
Terminados
Status
Pozo
Chuktah-201
Nab-1
Noxal-1
Lakach-1
Lalail-1
Tamil-1
Chelem-1
Tamha-1
Etbakel-1
Kabilil-1
Leek-1
Holok-1
Catamat-1
Lakach-2DL
Labay-1
Piklis-1
Tirante (m)
512
680
935
988
805
778
810
1,121
681
740
851
1,028
1,230
1,196
1,700
1945
Hidrocarburo
Improductivo
Aceite
Gas
Gas
Gas
Aceite
Improductivo
Improductivo
Improductivo
Improductivo
Gas
Improductivo
Improductivo
Gas
Gas
Gas
Año
1999
2000
2005
2006
2007
2008
2008
2008
2009
2009
2009
2009
2009
2010
2010
2011
Puskón-1
Talipau-1
Hux-1
Nen-1
600
940
1,130
1,495
2011
2011
2011
2011
Kaxa-1
Yoka-1
Kunah-1
Trión-1
Supremus-1
Maximino-1
1,800
2,090
2,154
2,550
2,890
2,933
2012
2012
2012
2012
2012
2012
Tabla 3.1. Pozos exploratorios en aguas profundas (Suarez (ii), 2011).
Como puede observarse en la Tabla 3.1, el hidrocarburo encontrado por PEMEX en
aguas profundas es mayoritariamente Gas, por lo que los pozos en proceso de
perforación y los planeados para el año 2012 en la región Norte del Golfo de México
tienen el firme propósito de hallar aceite con una calidad comercialmente explotable.
PEMEX planea perforar durante el año 2012 varios pozos exploratorios en la misma
Especialidad: Ingeniería Naval
16
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
identificado cuencas prospectivas con tamaño de reservas gigantes o súper gigantes,
por lo que para alcanzar la producción esperada para el año 2025 se deberán explotar
simultáneamente varios yacimientos.
Especialidad: Ingeniería Naval
17
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
4. DESARROLLO DE CAMPOS BASADOS EN SISTEMAS FLOTANTES
4.1.
Características de los sistemas flotantes
Los sistemas flotantes se refieren a las plataformas marinas del tipo embarcación
utilizados para la explotación de yacimientos petrolíferos localizados en sitios con
tirantes de agua superiores a los 300 m, aunque algunos de ellos se pueden utilizar en
aguas someras como los FPSO´s. La característica distintiva entre las plataformas fijas
y los sistemas flotantes es que estos últimos soportan el peso de los equipos sobre las
cubiertas, los risers, las líneas de anclaje y su peso propio a través de la flotación de
su casco, y utilizan un sistema de posicionamiento para mantenerse en su sitio de
operación. Los componentes principales de los sistemas flotantes, tomando como
ejemplo a una plataforma Semisumergible son: las instalaciones en las cubiertas
(topside), el casco de flotación, las líneas de amarre, la cimentación y los risers de
producción y exportación/importación (Ver Figura 4.1).
Cubierta
Casco de flotación
Risers de
Producción
Risers de
exportación
Líneas de amarre
(tendones)
Conexión con
Cimentación
Figura 4.1. Componentes principales de un sistema flotante.
Fuente: http://www.sbmatlantia.com (Figura complementada por el autor).
En el topside de las plataformas se encuentran los equipos, servicios auxiliares y de
seguridad, necesarios para recibir los fluidos provenientes de los pozos submarinos a
través de risers (ductos ascendentes), efectuar la producción de los hidrocarburos y
Especialidad: Ingeniería Naval
18
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
para enviar éstos vía ductos hacia otra infraestructura en el mar o en tierra, o
almacenar el aceite en su propio casco de flotación como en los FPSOs. Asimismo, en
la cubierta se lo localizan las instalaciones para el alojamiento de personal operativo.
El casco de flotación puede ser compuesto por columnas y pontones (como en las
TLP´s y las Semi´s), por una sola columna de gran diámetro (como en las mini-TLP´s
y las Spar´s), o tipo embarcación como los FPSO´s. El casco aporta la rigidez, la
flotación y la estabilidad necesarios para soportar las acciones ambientales y los pesos
de los equipos y cubiertas, su peso propio, el peso de los risers y las líneas de amarre,
así como los pesos de los líquidos (aceite crudo, combustibles, agua potable y agua de
lastre, entre otros) almacenados en sus compartimentos internos. En la Figura 4.2 se
muestran los componentes principales de un topside y el casco de flotación de una
plataforma Semisumergible.
Instalaciones
de
Alojamiento
Grúa
Módulos de
Proceso
Estructura
del
Quemador
Helipuerto
Columna
Pontón
Figura 4.2. Componentes principales del topside y del casco de una plataforma
Semisumergible.
Fuente: www.gvac.com (Figura complementada por el autor).
El sistema de posicionamiento tiene como objetivo limitar los movimientos de la
plataforma, generados por las acciones ambientales, dentro de un círculo de operación
establecido para salvaguardar la integridad de los risers. Generalmente, el radio del
círculo de operación de la plataforma es menor al 10% del tirante de agua en
condiciones ambientales de tormenta. El sistema de posicionamiento puede ser
pasivo, a través de líneas de amarre y cimentaciones, o dinámico, a través de hélices,
o una combinación de ambos (DNV, 2008). Comúnmente el sistema de
posicionamiento pasivo es utilizado para las plataformas de producción, existiendo la
posibilidad de ser auxiliado por un conjunto de hélices para ambientes oceánicos
severos. Las líneas de amarre pueden ser compuestas de cadena, cables de acero o
poliéster, o pueden ser tubos de acero como en las TLPs. Estas líneas de amarre se
conectan en su parte inferior a una cimentación embebida en el fondo marino, la cual
Especialidad: Ingeniería Naval
19
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
puede ser del tipo ancla (de arrastre o con capacidad de carga vertical) o pilote
(hincado o de succión).
Las plataformas flotantes poseen diferentes grados de libertad de movimiento como
respuesta a las acciones meteorológicas y oceanográficas. Bajo este criterio, las
plataformas flotantes pueden ser clasificadas como unidades con flotación neutra y
unidades con flotación positiva. Dentro del primer grupo se encuentran los FPSO´s, las
Semi´s y las Spar´s, y en el segundo se incluyen las TLP´s y las Mini-TLP´s. Las
plataformas con flotación neutra vibran dinámicamente en seis grados de libertad, tres
movimientos de traslación en dirección de los ejes X, Y y Z, y tres movimientos de
rotación alrededor de los mismos ejes: avance (surge), deriva (sway), arfada (heave),
cabeceo (pitch), balanceo (roll) y guiñada (yaw), respectivamente. Estos seis grados
de libertad se ilustran en la Figura 4.3. Las plataformas con flotación positiva tienen
un empuje mayor que su peso y son ancladas al fondo marino por líneas que se
mantienen siempre en tensión, llamadas tendones. Los tendones son tubos de acero
que restringen los grados de libertad de arfada, cabeceo y balanceo de las TLP´s.
Z
Arfada (Heave)
Guiñada (Yaw)
Cabeceo
(Pitch)
Balanceo
(Roll)
Y
Deriva
(Sway)
X
Avance (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.
Especialidad: Ingeniería Naval
20
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Sistema
Flotante
Ventajas
Desventajas
TLP
 Bajos movimientos en el plano vertical:
arfada, cabeceo y balanceo.
 Permite el uso de equipo de perforación
y acceso a pozos.
 Utiliza árboles superficiales.
 Uso de risers verticales de acero.
 Limitaciones de uso en aguas ultraprofundas debido al peso y colapso
hidrostático de su sistema de tendones.
 Sensible a cambios de carga sobre la
cubierta.
 No permite el almacenamiento de aceite.
SEMI
 Permite el uso de equipo de perforación
y acceso a pozos.
 Mínimos cambios con el aumento del
tirante de agua.
 Permite manejar grandes cargas sobre
su cubierta.
 La última generación de Semi´s puede
usar risers de acero en catenaria (SCR).
 Se cuenta con sistemas de anclaje para
diferentes condiciones de sitio.




SPAR
 Permite el uso de equipo de perforación
y acceso a pozos.
 Permite el uso de árboles superficiales.
 Mínimos cambios con el aumento del
tirante de agua.
 Permite almacenamiento de aceite en su
casco, pero no es típico.
 Alta estabilidad.
 Movimientos medios.
 Sistema de risers complejo.
 Se requiere el montaje de la cubierta en el
sitio de instalación.
FPSO
 Se puede utilizar tanto en aguas
someras como profundas.
 Mínimos cambios con el aumento del
tirante de agua.
 Gran capacidad de espacio y de cargas
en la cubierta.
 Permite el almacenamiento de aceite.
 Ilimitado número de pozos.
 Se cuenta con sistemas de anclaje para
diferentes condiciones de sitio.
 Altos movimientos.
 Uso de árboles submarinos.
 Uso de risers flexibles con limitación en
diámetro para aguas ultra-profundas.
 Los sistemas submarinos son un factor
crítico.
 No cuenta con equipo para perforación y
acceso a los pozos.
 No permite el almacenamiento de gas.
 En ambientes agresivos se requiere el uso
de sistemas de anclaje tipo torreta.
Altos movimientos.
Uso de árboles submarinos.
Generalmente utiliza risers flexibles.
Los sistemas submarinos son un factor
crítico.
Tabla 4.1. Ventajas y desventajas de los sistemas flotantes.
Actualmente existen 271 sistemas flotantes de producción en operación o en proceso
de construcción en las diferentes regiones del mundo (Ver Tabla 4.2), de los cuales
176 son FPSO’s. Los FPSO´s son utilizados preferentemente para la explotación de
campos en aguas profundas del Oeste de África y de Brasil. Los 50 FPSO’s operando
en el Mar del Norte y en Asia (incluyendo China) se encuentran en tirantes de agua
menores de 500 m. En el Golfo de México, un FPSO se encuentra operando en aguas
someras mexicanas y en unos pocos meses iniciará la producción del primer FPSO en
Estados Unidos en un tirante de 2,600m. Como fue mencionado en la Sección 2,
PEMEX posee actualmente además del FPSO Yùum K´ak´náab, el FSO TaKuntah y al
FPSO para prueba de pozos ECO III; sin embargo, estas dos últimas unidades no son
Especialidad: Ingeniería Naval
21
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
contabilizadas en la Tabla 4.2 debido a que no son unidades de producción
permanentes. De las 50 plataformas Semisumergibles, 21 unidades están operando en
aguas profundas de Brasil y 10 en la parte estadounidense del Golfo de México.
Existen 26 TLP´s operando o en construcción en el mundo, 17 de ellas en aguas
profundas estadounidenses y una ya fue retirada (la plataforma Hutton); mientras que
de las 19 plataformas tipo Spar, 18 de ellas se encuentran en el Golfo de México Norte
y una en el Sureste asiático.
Región
Canadá
Estados Unidos (GdM)
México (GdM)
Brasil
Mar del Norte
Oeste de Europa
Norte de África
Oeste de África
Sur de África
India
China
Sureste de Asia
Australia
TOTAL
Número de Sistemas Flotantes de
Producción
FPSO
Semi
TLP
Spar
2
1
10
17
18
1
37
21
1
25
15
3
1
5
42
1
4
1
1
1
17
1
25
1
1
1
18
176
50
26
19
Tabla 4.2. Sistemas flotantes de producción en operación o en construcción en el
mundo.
De acuerdo con Wilhoit y Supan (2011) en el periodo 2011 a 2014 se espera sean
instalados adicionalmente 71 sistemas flotantes, de los cuales se estima sean 55
FPSO’s, 10 Semi’ s, 4 TLP’s y 2 Spar’s.
4.2.
Filosofías de diseño
Las plataformas flotantes deben ser diseñadas para preservar su estabilidad e
integridad estructural durante su operación normal y durante la ocurrencia de estados
de mar extraordinarios, como las tormentas de invierno y huracanes. Por lo cual, el
casco de flotación debe poseer la capacidad de restauración hacia una condición de
equilibrio estable cuando es sujeta a las acciones del viento. Un parámetro que indica
la estabilidad de una embarcación es la distancia vertical entre el Centro de Gravedad
(G) y el Metacentro (M), denominada altura metacéntrica (GM), la cual debe tener un
valor positivo para lograr un equilibrio estable (ver Figura 4.4). Por otro lado, sus
componentes estructurales deben satisfacer estados límite últimos, de fatiga,
accidentales y de servicio, en condiciones tanto intacta como dañada de la plataforma.
Asimismo, los movimientos de la unidad flotante generados por el viento, el oleaje y
las corrientes marinas deben ser limitados para salvaguardar la integridad mecánica y
Especialidad: Ingeniería Naval
22
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
el correcto funcionamiento de los risers y de los equipos de procesamiento, auxiliares
y de seguridad sobre sus cubiertas.
Metacentro
M
GZ= Brazo adrizante
Centro de gravedad G
Z
Centro de Empuje B
Quilla
K
Figura 4.4. Parámetros de estabilidad hidrostática en un sistema flotante.
Fuente: http://www.coastdesign.no/products (Figura modificada por el autor).
Debido a que los sistemas de amarre de las plataformas semisumergibles son
flexibles, tanto en el plano horizontal como en el vertical, la unidad flotante responde
a las acciones del viento, el oleaje y las corrientes marinas, con movimientos en sus
seis grados de libertad en tres diferentes rangos de frecuencias: movimientos en la
frecuencia del oleaje (WF del inglés Wave Frequency), movimientos en bajas
frecuencias (LF del inglés Low Frequency) y movimientos en altas frecuencias (HF).
Las cargas del oleaje de mayor magnitud sobre las estructuras costa afuera se
presentan en las frecuencias del oleaje, generando movimientos WF de la plataforma.
Con la finalidad de evitar efectos de resonancia de gran magnitud, la plataforma es
diseñada para obtener sus periodos naturales de vibración alejados de las frecuencias
características del oleaje presente en el sitio de operación. Generalmente las
plataformas Semisumergibles y los FPSOs tienen periodos naturales de vibración en
Avance, Deriva y Guiñada mayores a 100 s, y superiores a 20 s en los grados de
libertad de Arfada, Balanceo y Cabeceo; mientras que las plataformas TLP tienen
periodos de vibración en el plano vertical alrededor de los 3 s. Los periodos
característicos de un oleaje con 100 años de periodo de retorno se encuentran en el
rango de 8 a 18 s, lo cual indica la necesidad de dimensionar a las plataformas para
obtener periodos naturales cercanos a estos valores y así evitar respuestas resonantes
de primer orden. En la Figura 4.5 se muestra los valores típicos de los periodos de
vibración de las estructuras costa afuera.
Especialidad: Ingeniería Naval
23
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
TLP Plataforma Fija
Arfada
Cabeceo
Balanceo
Semisumergible
Arfada
Cabeceo
Balanceo
TLP
Avance
Deriva
Guiñada
Semisumergible-FPSO
Avance
Deriva
Guiñada
Espectro de Oleaje
4
6
10
20
40
60
80
100
120
Período (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
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.
Especialidad: Ingeniería Naval
24
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Perdido
2,383m, USA-GdM
2009
Angra dos Reis
2,150m, Brasil
2010
3,000
2,500
Independence Hub
2,415m, USA-GdM
2007
Magnolia
1425m, USA-GdM
2005
SEMI
SPAR
Tirante de Agua (m)
FPSO
2,000
1,500
TLP
1,000
500
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
Independence Hub
Anadarko, USA-GdM
3,650 m
FPSO
2,150 m
Angra dos Reis
Petrobras, Brasil
3,048 m
Spar
2,383 m
Perdido
Shell, USA-GdM
3,048 m
TLP
1,425 m
Magnolia
Conoco Phillips, USA-GdM
2,438 m
Tabla 4.3. Récords de tirante de agua de los sistemas flotantes.
Especialidad: Ingeniería Naval
25
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Sistema Flotante
Probada en Campo
Calificada
Semi
360 Mbd
Asgard B
Statoil, Noruega
360 Mbd
FPSO
317 Mbd
Kizomba A
Exxon Mobil, Oeste África-Angola
400 Mbd
Spar
127
Mad Dog
British Petroleum, USA-GdM
127 Mbd
TLP
366 Mbd
Snorre A
Statoil, Noruega
366 Mbd
Tabla 4.4. Récords de capacidades de producción de los sistemas flotantes.
Sistema Flotante
Probada en Campo
Calificada
Semi
48
Thunder Horse
British Petroleum, USA-GdM
48
FPSO
84
Han Shi You 113
Chevron, China
100
Spar
20
Genesis
Chevron, USA-GdM
20
TLP
46
Snorre A
Statoil, Noruega
46
Tabla 4.5. Récords de capacidad de risers/árboles de control de los sistemas flotantes.
En la Tabla 4.3 se puede observar que las plataformas Semi´s están calificadas por la
industria para su uso en profundidades alrededor de 3,650 m (12,000 ft), los FPSO’s y
las Spar´s para 3,048 m (10,000 ft) y las TLP´s para su aplicación en tirantes de
2,438 m (8,000 ft). En la Tabla 4.4 se puede observar que la mayor capacidad de
producción la poseen tanto las TLP’s como las plataformas Semisumergibles, con el
uso en campo de sistemas que están produciendo 366 Mil barriles de petróleo
equivalente por día (Mbped) y 360 Mbped, respectivamente; los FPSO´s tienen un
récord de producción de 317 Mbped y las Spar´s se han usado para producir hasta
127 Mbped. El sistema flotante calificado para las producciones más altas son los
FPSO´s con 400 Mbped. En la Tabla 4.5 se puede observar que los FPSO´s ofrecen la
mayor capacidad en cubierta para manejar risers de producción con un récord de 84
unidades y con capacidad calificada para alojar a 100 risers. Después de los FPSO´s,
Especialidad: Ingeniería Naval
26
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
las Semi´s muestran la mayor capacidad para alojar terminaciones de risers con un
récord en campo de 48 unidades. Las TLP´s han sido utilizadas para recibir hasta 46
terminaciones superficiales (árboles secos), mientras que las Spar’s presentan una
menor capacidad con solamente 20 terminaciones operando en campo.
De la revisión del estado del arte de las tecnologías relacionadas con los sistemas
flotantes de producción, se puede observar que los FPSO´s, las SEMI´s y las SPAR´s
están siendo aplicadas satisfactoriamente en tirantes de agua ultra-profundos
(mayores a 1500 m); las SEMI´s, las TLP´s y los FPSO´s son unidades con altas
capacidades de producción; los FPSO´s tienen alta capacidad de manejo de risers
provenientes de árboles submarinos y las TLP´s tienen mayor capacidad que las
SPAR´s para la instalación de terminaciones superficiales de pozos sobre sus
cubiertas.
4.4.
Planeación del desarrollo de campos
Un análisis reciente sobre administración de proyectos mostró que más del 70% de los
proyectos ejecutados durante los últimos 5 años fueron interrumpidos o concluidos en
tiempos superiores a los planeados (Saputelli et al., 2008). La industria del petróleo
no es ajena a estos indicadores debido a que cada vez más los proyectos para
implementar la infraestructura necesaria para explotar un campo tienen que
enfrentarse a la caracterización de yacimientos más complejos, a la perforación de
pozos en estratigrafías con capas de sal, a localizaciones de difícil acceso, a
necesidades de producciones mayores y a presupuestos más estrechos. El desafío de
las compañías operadoras es muy claro: hacer que un proyecto sea exitoso técnica y
económicamente incorporando la optimización de los recursos disponibles para su
ejecución y las diversas restricciones ambientales, tecnológicas, políticas, sociales y
económicas. Para enfrentar estos requerimientos es necesario contar con
conocimientos administrativos, de planeación y técnicos multidisciplinarios para lograr
efectuar el desarrollo del campo de manera optimizada.
La metodología FEL (Front End Loading) constituye el procedimiento más utilizado por
la industria para efectuar la selección de la infraestructura idónea para explotar un
campo petrolero, incluyendo las etapas de planeación, diseño, construcción,
instalación, operación y mantenimiento. A través de la integración de equipos
multidisciplinarios sobre el estudio de yacimientos, perforación de pozos,
aseguramiento de flujo e instalaciones de producción, además de planeación e
ingeniería económica, equipados con las últimas tecnologías de análisis, la
metodología FEL incrementa la definición y disminuye el riesgo del proyecto, lo cual
impacta positivamente los costos totales y el retorno de la inversión.
Utilizando la metodología FEL, la planeación del desarrollo de un campo se lleva a
cabo en tres fases para asegurar un exhaustivo y alternativo análisis del flujo de
capital: Visualización, Conceptualización y Definición. Estas tres etapas tienen como
objetivo primordial la identificación del valor. En la Figura 4.7 se muestran
esquemáticamente las diferentes etapas de la metodología FEL y como a través de
ellas el valor del proyecto cambia como una función de la correcta definición y
ejecución del proyecto (Rodríguez, 2011). En esta misma figura se puede apreciar
Especialidad: Ingeniería Naval
27
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
como una definición precisa del proyecto durante la etapa de planeación permite
maximizar el valor de la inversión aún cuando la ejecución del proyecto sea pobre. Por
el otro lado, si la definición del proyecto se efectúa con un nivel alto de
incertidumbres, a pesar de una excelente ejecución del proyecto el valor de la
inversión será bajo.
Figura 4.7. Metodología FEL para el desarrollo de campos petroleros.
Fuente: Rodríguez, 2011.
Durante las dos primeras fases, visualización y conceptualización, se analizan todos
los posibles escenarios de la infraestructura con sus asociados esquemas de negocio.
Por ejemplo, los escenarios de explotación del campo pueden estar compuestos por
sistemas submarinos de producción, por sistemas flotantes de producción, aislados o
en conjunto, o la combinación de uno de los anteriores sistemas con plataformas fijas
localizadas en aguas someras, entre otros. El envío de la producción desde las
instalaciones marinas hacia su almacenamiento, procesamiento o venta puede
efectuarse a través de ductos o buques tanque. En la Figura 4.8 se muestra un
escenario de producción compuesto por sistemas submarinos que envían los fluidos
provenientes del yacimiento a una TLP y a un FPSO para la producción de los
hidrocarburos; el aceite es almacenado en el casco del FPSO y exportado a través de
buques tanque; mientras que el gas producido es utilizado para la generación de
energía y/o exportado a través de ductos marinos.
Especialidad: Ingeniería Naval
28
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Figura 4.8. Escenario de explotación de un campo petrolero con base en sistemas
submarinos y flotantes.
Fuente: http://ilmumigas.blogspot.com
Con base en el análisis de los beneficios y los riesgos de cada escenario de
explotación, se refina el alcance del proyecto logrando con ello a reducir el número de
escenarios de explotación. Los resultados de la etapa de Conceptualización indicarán
la opción de desarrollo más idónea tanto técnica como económica para los objetivos
del proyecto.
Durante la tercera fase de la metodología FEL, denominada como Definición, se
efectúa la Ingeniería de Diseño Básico de la infraestructura ganadora, con la finalidad
de obtener un plan y presupuesto para la ejecución del proyecto. El paquete de
resultados del proyecto al final de la etapa de planeación es presentado al grupo
Directivo de la empresa para efectuar su evaluación y tomar la decisión de aprobar el
desarrollo del campo. Una vez aprobado el desarrollo del campo, se inicia el proyecto
de Ingeniería, Procura, construcción, Instalación y Arranque de las instalaciones.
Se ha vuelto una práctica común de la industria del petróleo que durante la planeación
de los proyectos de inversión de alto impacto se efectúen revisiones parciales por
parte de un grupo de expertos (denominados “pares”), ajenos al proyecto,
pertenecientes o no a la empresa. Estas revisiones de pares proporcionan una
oportunidad para que el equipo de trabajo reciba comentarios que mejoren la
definición y desarrollo del proyecto desde sus etapas tempranas, y así evitar compras
innecesarias o re-ejecución de trabajos.
Especialidad: Ingeniería Naval
29
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
4.5.
Criterios de selección de sistemas flotantes
No existe una respuesta simple a la pregunta de cual es el concepto estructural más
adecuado para la explotación de un campo en aguas profundas (Chakrabarti, 2005).
La selección del sistema de producción idóneo constituye frecuentemente un esfuerzo
de varios años de estudios y análisis técnico-económicos, dentro de la metodología
FEL.
Durante el desarrollo de un campo, las decisiones más importantes que afectan la
selección del sistema flotante de producción están relacionadas con el tirante de aguas
donde se localiza el yacimiento, la localización y estructuración de los pozos, la
estrategia adoptada para la perforación, terminación, mantenimiento e intervención de
los pozos, los mecanismos de entrega de las hidrocarburos a la plataforma, el
procesamiento y el envío de la producción a los centros de venta, almacenamiento y/o
refinación. Los principales factores técnicos que afectan la selección y el diseño de los
sistemas flotantes se muestran en la Figura 4.9 (Chakrabarti, 2005). Estos aspectos
serán abordados de manera sucinta a continuación.
Factores de Selección
Características del Yacimiento
•Reservas recuperables
•Formación
•Área
•Inyección de Gas, Agua
Requerimientos Funcionales
Perforación
•Incluye Mantenimiento de Pozos
Producción
•Aceite Vs. Gas
•Capacidad
•Propiedades del crudo, etc.
Infraestructura Existente/
Exportación
•Ductos
•Almacenamiento y tanqueros
Condiciones de Sitio
Normatividad y Otros
Normatividad Vigente
Otros
•Prohibición de Sistemas
•Patentes
•Contaminación
•Disponibilidad de patios
•Seguridad
•Embarcaciones p transporte
•Reuso
e instalación
Características del Sitio
Condiciones Ambientales
•Distancia a la Costa
•Viento
•Tirante de Agua
•Oleaje
•Topografía del Fondo Marino
•Corrientes
•Propiedades Geotécnicas
•Marea
Sistema Flotante y Componentes
Figura 4.9. Factores para la selección y diseño de sistemas flotantes.
Fuente: Chakrabarty, 2011 (Diagrama traducido al español por el autor).
Especialidad: Ingeniería Naval
30
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
4.5.1. Características del yacimiento
Basado en los datos sísmicos disponibles y con la elaboración de un modelo del
yacimiento, es posible definir aproximadamente el tamaño, la configuración y las
reservas del prospecto. Las características del yacimiento, incluyendo tanto las
propiedades de los hidrocarburos como del flujo, son confirmadas con la perforación
de pozos exploratorios y delimitadores, y a través del ensaye en laboratorio de
muestras de los hidrocarburos. Los datos obtenidos son utilizados para definir el
número requerido de pozos y su arreglo, para predecir el perfil de producción y los
requerimientos funcionales, como el aseguramiento del flujo, los cuales afectan
directamente a la perforación, la producción y al sistema de exportación de los
hidrocarburos.
Si el yacimiento tiene una proyección horizontal extensa, serán necesarios varios
centros de perforación y los pozos productores estarán dispersos entre sí, por lo que
comúnmente se utilizan sistemas submarinos de producción para colectar/enviar los
fluidos a un mismo sistema flotante. Cuando el yacimiento permite un único centro de
perforación y los pozos productores son perforados en un arreglo tipo cluster
(cercanos entre sí), los árboles de control se pueden colocar en la cubierta de la
misma plataforma flotante, como en el caso de las plataformas fijas. Las plataformas
tipo TLP y Spar son las únicas que pueden alojar en sus cubiertas árboles de control
secos o superficiales, mientras que los árboles de control submarinos o mojados
pueden ser combinados con cualquiera de los cuatro tipos de sistemas flotantes de
producción.
4.5.2. Requerimientos funcionales
Las características del yacimiento y de los hidrocarburos, permiten definir los
requerimientos mínimos para desarrollar el campo. Típicamente, las siguientes
condiciones son establecidas:
a) El alcance del programa de perforación es definido con base en el número de
pozos de producción y de inyección. Actualmente, las plataformas tipo TLP y
Spar son los únicos conceptos que pueden combinar simultáneamente la
perforación/mantenimiento de pozos y la producción de hidrocarburos: por lo
que pueden ser una solución atractiva para reducir los gastos de renta de una
unidad flotante de perforación.
b) Los requerimientos de producción son definidos en términos de la capacidad del
sistema para el procesamiento de los hidrocarburos (aceite y gas), así como
para la inyección de agua y gas. Los sistemas flotantes tipo TLP,
Semisumergible y FPSO tienen gran capacidad de producción, siendo las
plataformas tipo Spar y las mini-TLP las que no han podido superar una
capacidad superior a los 130 Mbd, lo cual puede ser un factor en contra para su
selección como unidad de procesamiento.
Especialidad: Ingeniería Naval
31
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
c) Las características de la producción, tal como la presencia de hidratos y la
formación de parafinas, afectan directamente los requerimientos de área
disponible en la cubierta y la capacidad de carga de la plataforma, así como al
sistema de exportación. Los FPSO y las plataformas Semisumergible poseen
grandes áreas en sus cubiertas y capacidad de carga, y pueden ser ampliadas
sin afectar considerablemente el diseño de su casco de flotación, risers y
sistemas de anclaje; por el contrario, los tendones de las TLPs y el sistema de
risers en las Spars que deben ser re-diseñados al modificarse las dimensiones o
calado de operación de la unidad flotante.
4.5.3.
Condiciones del sitio
Las características del sitio, que incluyen al tirante de agua, las condiciones
ambientales, las propiedades geotécnicas, la topografía del suelo marino, los peligros
geológicos, la presencia de hielo en el agua, y la sismicidad de la región, tienen
influencia directa en la selección y dimensionamiento de los conceptos estructurales y
por consiguiente en la inversión económica necesaria para desarrollar el campo.
Una limitante en el uso de sistemas flotantes es la aplicación de la tecnología
exitosamente en campo. Por lo cual, la industria no ha podido utilizar a las
plataformas tipo TLP en aguas ultra-profundas (tirantes mayores a 1,500 m). Las
plataformas Semisumergibles, las tipo Spar y los FPSOs se utilizan en aguas ultraprofundas y están calificadas por la industria para su aplicación en tirantes mayores a
3,000 m.
Las condiciones de sitio prevalecientes en el Golfo de México, con la ocurrencia
periódica de tormentas, no han impedido el uso de las plataformas Semisumergibles,
las TLPs y las tipo Spar, en la parte estadounidense, y de un FPSO en aguas someras
de la parte mexicana, incluso un FPSO en aguas profundas del Norte del GdM está por
iniciar su operación en los campos Cascade y Chinook. Por lo cual, se puede afirmar
que las condiciones de sitio imperantes en el Golfo de México son factores que pueden
influir únicamente en la selección de los componentes (cimentación, líneas de amarre,
risers y casco de flotación) y no para el tipo de concepto de sistema flotante.
4.5.4. Normatividad y otros
La normatividad aplicable al sitio de ubicación de los campos, los criterios de diseño de
las instalaciones y la filosofía de operación de la industria, tienen un impacto crítico en
la selección y en el costo de la opción de desarrollo. La filosofía de operación de la
compañía puede ser demasiado conservadora para seleccionar conceptos estructurales
nuevos y su criterio de selección puede estar orientado hacia las tecnologías maduras
con aplicación exitosa en campo. Algunas normatividades pueden restringir totalmente
el uso de algún tipo de sistema de producción, como fue el caso de los FPSO´s en la
parte estadounidense del Golfo de México aprobados a partir del año 2002 por el
entonces Mineral Management Services (MMS). En el año 2007, el MMS (ahora
denominado Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement)
aprobó a Petrobras el plan de desarrollo de los campos Cascade y Chinook con el uso
Especialidad: Ingeniería Naval
32
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
del primer FPSO en el Golfo de México Norte. En México no se ha identificado
legislación alguna que impida el uso de algún tipo de infraestructura para la
producción de hidrocarburos en el mar, solamente existe la preferencia de la industria
nacional hacia la implementación de tecnologías probadas exitosamente en campo.
Otros factores igualmente importantes para la selección del concepto estructural son
los métodos de construcción e instalación, así como el tiempo de duración de los
proyectos. En la Figura 4.10 se muestra la duración promedio de proyectos de
Ingeniería, Procura, Construcción, Instalación y Arranque (IPCIA) de los diversos tipos
de sistemas flotantes de producción, obtenida de valores reportados por la industria
de los proyectos ejecutados hasta la fecha. En esta figura se puede observar que la
opción de convertir un buque tanque a FPSO presenta los menores tiempos de
ejecución de los proyectos (18 meses).
FPSO-Convertido
FPSO-Nuevo
SEMI
SPAR
Mini-TLP
TLP
0
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
Especialidad: Ingeniería Naval
33
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
latinoamericano con la capacidad de fabricar un sistema flotante de producción en su
totalidad.
Estados Unidos
Europa
Topsides
Cascos
Topsides
Cascos
Asia
Topsides
Cascos
México
Topsides
Spar (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 súper gigantes, se prevé que en cada región de aguas
profundas la explotación del petróleo se efectúe con varios sistemas flotantes de
mediana capacidad de producción. Asumiendo una capacidad de producción de 100
Mbd por plataforma, para alcanzar las producciones anuales indicadas en los perfiles
de la Figura 3.3 se requerirán 2 sistemas flotantes para el Golfo de México B, 3 para el
Golfo de México Sur y 3 para el Área de Perdido. En la Tabla 4.6 se indican las
capacidades de producción de cada unidad flotante y los años de inicio tanto de la
planeación del desarrollo del campo como de la operación de la plataforma.
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Año de Inicio
Desarrollo del Campo
Operación
Planeación
2012
2018
2013
2016
2018
2013
2015
2017
IPCIA
2014
2020
2015
2018
2020
2015
2017
2019
Total
2017
2023
2018
2021
2023
2018
2020
2022
Número
Producción
de
(Mbped)
Desarrollos Por Desarrollo Acumulada
1
100
100
1
100
200
1
100
300
1
100
400
1
110
510
1
100
610
1
100
710
1
74
784
8
784
Proyecto
GdM B
GdM B
GdM Sur
GdM Sur
GdM Sur
Área Perdido
Área Perdido
Área Perdido
Tabla 4.6. Proyectos de inversión basados en sistemas flotantes estimados para
alcanzar las metas de producción de PEMEX en aguas profundas (2017-2025).
Para cumplir con la meta de incorporar 5 Mbd de producción a finales del año 2017, la
planeación del desarrollo del primer campo del proyecto Golfo de México B utilizando
la metodología FEL deberá efectuarse a partir del 2012 (ver Figura 4.12). A partir del
año 2015 se debe iniciar el proyecto IPCIA con una duración de 3 años. La estimación
de la duración del proyecto IPCIA es congruente con la duración media, indicada en la
Figura 4.10, reportada por la industria para este tipo de infraestructura. La misma
duración de 6 años, desde el inicio de la planeación del proyecto hasta la producción
del primer aceite, es considerada para los 8 proyectos de inversión mostrados en la
Tabla 4.6.
2012
2013
2014
V
C
D
2015
Planeación del Desarrollo
2016
Proyecto IPC
2017
I&A
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Operación
Figura 4.12. Duración estimada para el desarrollo de un proyecto de inversión en
aguas profundas.
La selección del tipo de sistema flotante idóneo para ser utilizado como centro de
proceso en los diversos campos será el resultado de la aplicación de la metodología
FEL. Sin embargo, los FPSOs constituyen una alternativa robusta con amplias
posibilidades para ser seleccionados como el primer sistema de producción en aguas
profundas mexicanas debido a las siguientes consideraciones: los sitios que
actualmente explora PEMEX se encuentran alejados de la costa o de infraestructura
existente; los FPSOs al almacenar el aceite producido en su casco eliminan el tendido
de ductos marinos para el transporte del hidrocarburo; los tiempos de conversión de
un buque tanque a FPSO son bajos (18 meses en promedio); la experiencia de PEMEX
durante la adquisición y operación del FSO TaKuntah y del FPSO Yùum 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
Especialidad: Ingeniería Naval
35
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
proyecto de un FPSO para la producción de petróleo en la parte Norte del GdM en un
tirante de agua de 2,600 m, en ambientes similares a los previstos en mares
nacionales, y que esta misma compañía proveyó el FPSO Yùum 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.
Fuentes:
P-36
home.versatel.nl
Typhoon
www.desertsun.co.uk
Figura 4.13. Imágenes del accidente de la plataforma P-36 y de la falla de la mini-TLP
Typhoon.
Especialidad: Ingeniería Naval
36
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Las fallas globales de las plataformas generalmente se presentan como una secuencia
de eventos técnicos y físicos, los cuales deben ser interpretados a través de factores
humanos y organizacionales (Moan y Keppel, 2005). Estos factores incluyen posibles
deficiencias en los códigos de diseño, posible desconocimiento de los fenómenos,
errores y omisiones efectuadas durante el proceso de diseño, durante la fabricación o
durante la operación de la plataforma. En la Figura 4.14 se presenta la distribución de
las causas de 71,470 fallas y/o accidentes marítimos registrados por la Guardia
Costera de los Estados Unidos, durante el periodo 1991-2001 (Baker y McCafferty,
2005). En la Figura 4.14 se puede apreciar que la mayor parte de los accidentes o
fallas de infraestructura marina es generada por errores humanos y por deficiencia en
los procesos de ingeniería de la infraestructura.
Falla en la
contención
de materiales
peligrosos
2%
Falla por
medio
ambiente
severo
11%
Accidentes o
fallas por
errores
humanos
46%
Fallas de la
Ingeniería
41%
Figura 4.14. Causas de falla o accidentes marítimos en Estados Unidos.
Fuentes: Figura elaborada con información en Baker y McCafferty, 2005.
Los daños y fallas más recientes de sistemas flotantes de producción se produjeron en
la parte estadounidense del Golfo de México durante los Huracanes Iván, Katrina y
Rita en 2004 y 2005. Durante el paso de estos meteoros, además de las múltiples
fallas de plataformas marinas fijas, equipos móviles de perforación (MODUs) y ductos
marinos, los sistemas flotantes de producción que sufrieron daños severos e incluso el
colapso incluyen a las 3 plataformas tipo Spar y a las 4 TLPs indicadas en la Tabla 4.7
(Howard, 2005 y Oynes, 2006).
Sistema Flotantes
SPAR Medusa
SPAR Devils Tower
TLP Ram Powell
SPAR Horn Mountain
TLP Matterhorn
TLP Mars
Mini-TLP Typhoon
Tipo de Daño
Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación.
Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación.
Daños de la cubierta y del equipo de perforación.
Daños de la cubierta y del equipo de perforación.
Daños en la cubierta
Daños de la cubierta, destrucción del equipo de perforación.
Destruida
Huracán
Iván, 2004
Iván, 2004
Iván, 2004
Iván, 2004
Katrina, 2005
Katrina, 2005
Rita, 2005
Tabla 4.7 Daños en sistemas flotantes de producción por el paso de huracanes en el
Golfo de México.
Especialidad: Ingeniería Naval
37
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
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.
ii.
iii.
Se requieren programas de capacitación continua del personal responsable de
los procesos de ingeniería, operación y mantenimiento de la infraestructura.
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.
Es fundamental el establecimiento o la actualización de normatividad acorde
con los niveles de riesgo aceptables para la industria nacional.
Especialidad: Ingeniería Naval
38
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
5. RETOS Y OPORTUNIDADES PARA LA INGENIERÍA NAVAL MEXICANA
Dentro de los proyectos integrales de inversión basados en sistemas flotantes, el papel
del ingeniero naval no solamente se vislumbra como ejecutor de actividades de
ingeniería, sino como un actor fundamental tanto en la toma de decisiones para la
selección de los sistemas más idóneos para explotar el campo como en la dirección de
los proyectos IPCIA, en la definición de las filosofías de operación y para la
administración de la integridad de los artefactos navales.
Los especialistas en Ingeniería Naval deben formar parte de los grupos de
especialistas que participen en los proyectos de asimilación tecnológica asociados con
los sistemas flotantes de producción, con la finalidad de crear recursos humanos
altamente calificados y adquirir las herramientas computacionales necesarias para en
una primera instancia apoyar a PEMEX en la adquisición inteligente de las tecnologías
disponibles en el ámbito internacional. Posteriormente, estos grupos deben desarrollar
proyectos para hacer más eficiente el uso de las tecnologías adquiridas y adaptarlas a
las condiciones locales, tanto del medio ambiente oceánico y del suelo marino, como a
las características de los hidrocarburos y de producción; para finalmente a través de la
investigación generar las tecnologías propias.
La ingeniería naval tiene un rol importante en la industria del petróleo también como
proveedor de productos y servicios. La ejecución de los proyectos de inversión en
aguas profundas de PEMEX, además del desarrollo del factor humano y de las
tecnologías, debe estar acompañada de políticas gubernamentales para la generación
y/o fortalecimiento de los sectores industriales en el país necesarios para suplir los
materiales y equipos, construir, transportar, instalar, inspeccionar, dar mantenimiento
y efectuar el retiro de la infraestructura.
Los siguientes retos de la industria internacional y nacional para la explotación de
hidrocarburos en aguas profundas y ultra-profundas deben ser aprovechados por la
ingeniería naval mexicana para convertirlos en oportunidades de desarrollo.
5.1.
Retos tecnológicos
Debido a los avances de la industria del petróleo tanto en las actividades de
exploración como de explotación de yacimientos en aguas ultra-profundas, las
empresas operadoras y prestadoras de servicios, en conjunto con Instituciones de
Investigación y de Estudios Superiores, se encuentran efectuando proyectos de
investigación y desarrollo tecnológico para alcanzar sus metas de negocio con
menores inversiones de capital.
Especialidad: Ingeniería Naval
39
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Los siguientes retos de la industria internacional asociados a los sistemas flotantes de
producción, son igualmente importantes para la industria mexicana debido a su
planeada incursión en aguas ultra-profundas en el mediano plazo:







5.2.
Implementación de FPSOs para el procesamiento y almacenamiento de gas
natural.
Implementación de FPSOs para la perforación de pozos en mares con
ambientes severos.
Innovación en el concepto de plataformas Semisumergibles para permitir la
perforación y mantenimiento de pozos en unidades de producción.
Mejoramiento de las tecnologías de tendones para la aplicación de TLPs en
aguas ultra-profundas.
Utilización de materiales no metálicos ligeros y de alta resistencia en líneas de
amarre.
Optimización en la configuración de cascos de flotación y sistemas de anclaje
para aguas ultra-profundas.
Mejoras a los procesos constructivos, de transporte e instalación para optimizar
el uso de materiales y reducir tiempos de ejecución.
Acciones de la industria mexicana
Para alcanzar las metas de producción de petróleo establecidas para el periodo 20172025, PEMEX en conjunto con las Instituciones de Investigación, las Instituciones de
Educación Superior (IES) y el Sector Industrial beberán efectuar las siguientes
acciones:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
Establecer y/o consolidar grupos multidisciplinarios para la asimilación y/o
fortalecimiento de capacidades para:
a. La planeación del desarrollo de campos
b. El análisis y diseño de los sistemas de producción
c. Especificar, evaluar y seleccionar propuestas de infraestructura
d. Operación con seguridad y para la administración de la integridad de los
sistemas
e. Administración de los proyectos de inversión, considerando las
interfaces entre los componentes, y
f. La supervisión de trabajos efectuados por compañías externas.
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 administración de la
integridad de los sistemas flotantes acorde con los niveles de riesgo aceptables
para la industria mexicana.
Optimización de sistemas, de procedimientos de construcción e instalación, y
de inspección y mantenimiento, con la finalidad de reducir los costos de
inversión.
Especialidad: Ingeniería Naval
40
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Las estrategias de actuación deben fundamentarse en la formación de recursos
humanos altamente calificados, la investigación y desarrollo tecnológico, la
cooperación nacional e internacional, y el desarrollo de proveedores nacionales de
productos y servicios.
5.2.1. Formación de recursos humanos
Actualmente los recursos humanos especializados en tecnologías para aguas
profundas son limitados y los existentes en el país han logrado sus capacidades a
través de estudios de posgrado en Universidades Extranjeras o a través de programas
de asimilación tecnológica llevados a cabo por el Instituto Mexicano del Petróleo
(Valle, 2009) y PEMEX. Estos esfuerzos continúan promoviéndose en ambas
instituciones y se ha fortalecido a través de la implementación del Fondo Sectorial
CONACYT-SENER-Hidrocarburos, no omitiendo el apoyo directo del CONACyT para
estudiantes de las IES del país, como el IPN, la UNAM y la Universidad Veracruzana.
Aún con estas contribuciones, los recursos en formación son escasos tomando como
referencia los requerimientos de la industria nacional en materia de los especialistas,
estimados en varias centenas para lograr las metas de producción en corto y mediano
plazos de PEMEX.
Uno de los aspectos más relevantes para la formación de los recursos humanos que en
el futuro cercano requerirá la industria para atender los proyectos de inversión de
PEMEX en aguas profundas, descritos en la Sección 5.1, se refiere al establecimiento
de estrechas vinculaciones entre la industria del petróleo y las universidades, para
orientar los programas de estudio hacia las áreas académicas con poco o nulo
desarrollo en el país, como lo es el análisis y diseño de estructuras fijas y flotantes
para la explotación de hidrocarburos en el mar. Esfuerzos en este rumbo los está
efectuando la Universidad Veracruzana para orientar el plan de estudios de la Carrera
de Ingeniería Naval hacia estructuras costa afuera e instituir el primer posgrado en el
país sobre el diseño naval de sistemas flotantes de producción.
5.2.2. Desarrollo de proveedores nacionales
El desarrollo y la implantación de las tecnologías para el desarrollo de los proyectos de
inversión en aguas profundas de PEMEX deberán estar complementados por la
generación y/o fortalecimiento de los sectores industriales en el país para proveer
servicios de ingeniería y para suplir los materiales y equipos, construir, transportar,
instalar, inspeccionar y dar mantenimiento a la infraestructura requerida para las
actividades de producción, como son los sistemas submarinos, los ductos, los risers y
los sistemas flotantes de producción. Asimismo, los sectores industriales deberán
establecer infraestructura de investigación para que en conjunto con las Instituciones
de Investigación del país proporcionen soluciones a los requerimientos tecnológicos de
PEMEX.
Un ejemplo palpable y exitoso de programas de desarrollo de proveedores locales lo
ha mostrado Petrobras desde la década de los años 1980’s (Dantas, 1999) y que ha
Especialidad: Ingeniería Naval
41
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.
5.2.3. Investigación y desarrollo tecnológico
Las grandes operadoras del mundo han reconocido la importancia de desarrollar sus
tecnologías propias para mantenerse como empresas líderes en la explotación de
campos en aguas profundas. Los resultados de los programas de investigación
financiados por las propias operadoras, por instituciones gubernamentales, por
consorcios industriales, por institutos de investigación y universidades de todo el
mundo, han permitido el avance sorprendente en la aplicación de las tecnologías en
tirantes de agua cercanos a los 3,000 m (Ver Capítulo 4). Las empresas que más
invierten en tecnología son: ExxonMobil, Petrobras y Schlumberger, inclusive para
muchas de ellas la investigación se ha vuelto una fuente de ingresos. Petrobras
obtiene 10 dólares de cada dólar invertido en investigación (Palma, 2008), y espera
invertir entre 800 millones y 900 millones de dólares al año en tecnologías para aguas
ultra-profundas en los próximos cinco años.
En México, el Instituto Mexicano del Petróleo es la única institución que ha establecido
formalmente un programa de investigación sobre tecnologías para la Explotación de
Campos en Aguas Profundas (PECAP). El PECAP tiene como misión el establecer las
capacidades para el desarrollo de tecnología e investigación para generar las
soluciones o las iniciativas para resolver los problemas de PEMEX en la explotación de
hidrocarburos (Valle, 2009). En su primera fase, el IMP ha invertido de 2006 a la fecha
más de 100 millones de pesos en diversos proyectos para la asimilación de las
tecnologías asociadas con la caracterización oceanográfica del Golfo de México, la
perforación de pozos en aguas profundas, sistemas submarinos de producción, ductos
y risers, y sistemas flotantes tipo FPSO, logrando aplicaciones en los proyectos de
PEMEX en curso de planeación o en etapa de ingeniería básica, como es el caso del
proyecto del campo Lakach.
Las metas a mediano plazo del IMP son la identificación de las tecnologías clave que
deben ser adaptadas para su aplicación a las condiciones locales de los ámbitos de
explotación de PEMEX, y establecer las redes de colaboración nacional e internacional
así como la infraestructura de investigación experimental que permita en largo plazo
la validación y generación de tecnologías propias, que permitan a PEMEX lograr sus
metas de producción de hidrocarburos en aguas profundas.
5.2.4. Redes de Cooperación
El desarrollo de nuevas tecnologías es el fruto de trabajos conjuntos entre diversas
entidades: las operadoras, los centros de investigación, las universidades y las
compañías prestadoras de servicios. Este conglomerado de instituciones genera el
conocimiento básico, las herramientas computacionales, los diseños conceptuales, los
prototipos, la validación en laboratorios y en campo de las tecnologías que se
utilizarán para explotar un campo en condiciones inéditas o con menores capitales de
inversión.
Especialidad: Ingeniería Naval
42
Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
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 SENERCONACyT 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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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
6. CONCLUSIONES
El presente trabajo ha mostrado el estado del arte de los sistemas flotantes de
producción utilizados exitosamente en el mundo para el desarrollo de campos
petroleros en aguas profundas, y que sin duda alguna formarán parte de las opciones
que PEMEX podrá elegir para sus proyectos de inversión en el Golfo de México.
Para lograr las metas de producción de PEMEX en el horizonte 2017-2025, se ha
identificado la necesidad de implementar 8 centros de procesamiento en aguas
profundas y ultra-profundas basados en sistemas flotantes. Con base en las ventajas
técnicas que ofrecen y a la experiencia de la industria nacional en la adquisición y
operación de estos sistemas, los FPSOs constituyen una alternativa robusta para ser
seleccionados como el primer sistema de producción en aguas profundas mexicanas.
La Ingeniería Naval mexicana tiene un papel fundamental en la planeación y ejecución
de los proyectos de inversión de PEMEX en aguas profundas, en la operación y
administración de la integridad de los sistemas flotantes de producción, y en la
integración de los grupos de desarrollo tecnológico y de los sectores industriales para
proveer productos y servicios. El reto de incursionar en aguas profundas ofrece un
polo de desarrollo para los Ingenieros Navales y múltiples disciplinas más.
Los mayores retos de la industria nacional para el desarrollo de los proyectos de
inversión en aguas profundas son constituidos por la formación de recursos humanos
altamente capacitados, el fortalecimiento de programas e infraestructura de
investigación y desarrollo tecnológico, y la implementación de políticas
gubernamentales para la generación de proveedores nacionales de servicios y
productos. Los logros en estas oportunidades de desarrollo permitirán a PEMEX
seleccionar la mejor infraestructura para el desarrollo de los campos petroleros;
paralelamente, establecer el marco normativo para el diseño y operación de los
artefactos navales; después, identificar las tecnologías clave para su adaptación a las
condiciones locales de sus ámbitos de actuación; para finalmente, optimizar las
tecnologías y reducir los costos de inversión.
Los retos impuestos en los años 1970’s a la industria petrolera nacional, al pasar de
producir hidrocarburos en tierra a aguas someras del Golfo de México, fueron
superados por los ingenieros mexicanos, llegando en la actualidad a generar
normatividad propia novedosa para el mundo y proponer innovaciones tecnológicas.
Con certeza, los retos que representan las actividades de producción en aguas
profundas y ultra-profundas serán igualmente convertidos con éxito en oportunidades
de desarrollo para la ingeniería mexicana.
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
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AGRADECIMIENTOS
Desde el instante en que conocí sobre la misión y los ideales de la Academia de
Ingeniería, el pertenecer a esta noble institución se volvió una de mis aspiraciones.
Cuatro años después, esa aspiración se ha cristalizado y ha depositado una nueva,
necesaria ésta para seguir soñando.
Este momento es el oportuno para agradecer a las personas e instituciones que me
han formado, como persona y como profesionista. Mi mamá, la persona más relevante
en mi formación se ha ido, pero su cariño y enseñanzas perdurarán en mí. Sus
palabras me hacen falta. Lola, Andrés, Rodrigo y Santiago me han complementado,
me han brindado su amor y su comprensión al dejarme invertir parte de nuestro
tiempo en la búsqueda de mis anhelos profesionales. Tal vez me he equivocado, pero
insisto en creer que no del todo. Una vez más, dedico este trabajo al éxito de ustedes.
Agradezco los múltiples apoyos, palabras de aliento y la confianza de mis hermanos.
A lo largo de los años en las aulas de clase siempre he tratado de absorber lo mejor
de cada uno de mis profesores y estoy convencido de que si tengo virtudes, éstas
fueron generadas por ellos. Mis defectos son solamente míos. Muestro mi gratitud por
sus consejos y enseñanzas a la profesora Lucina Calzada de la Torre en educación
básica; al profesor Ing. Salvador Ávila del CECyT Wilfrido Massieu; al profesor M. en
C. Carlos Magdaleno Domínguez de la ESIA-IPN; al profesor, asesor y amigo durante
mi maestría en la DEPFI-UNAM, Dr. Ernesto Heredia Zavoni; y a los profesores,
asesores y amigos durante mi doctorado en la COPPE-UFRJ, Dr. Edison Castro Prates
de Lima y Dr. Luis Volnei Sudati Sagrilo.
Todo mi desarrollo profesional lo he efectuado en el Instituto Mexicano del Petróleo,
20 años de incursionar en temas novedosos para mí; sin duda alguna, las estructuras
costa afuera y aún más las plataformas flotantes son mi vocación. Agradezco
profundamente a tres Ingenieros por su guía, paciencia, enseñanzas e impulso para
lograr mis metas: Oscar Valle Molina, Jorge Silva Ballesteros y Roberto Ortega
Ramírez. Agradezco el apoyo brindado por todos mis amigos de la Dirección de
Investigación y Posgrado y de Ingeniería de Proyecto, en especial a ustedes que al
leer este documento se sienten felices por nuestro logro, nuestro porque saben bien
todo lo que me han aportado. Agradezco a los Doctores Jaime Núñez, Jorge Sánchez y
a los Maestros Alejandro Bahena, José Hernández, Evencio Huesca y Fidel Zamora sus
contribuciones al manuscrito.
Momentos de sentirme útil y de satisfacción al verlos graduados, me han ofrecido mis
alumnos de la UNITEC, del IPN, de la UNAM y de la Universidad Veracruzana (UV).
Ismael Pérez, Adrián López, Gilberto Piña, Julián Fuentes, Mauricio Molina, Ricardo
Romero, Mario Isiordia, Asucena Rodríguez, Lallidua Cruz, Carlos Castelazo y Tonalmitl
González, les agradezco haber creído en mí.
Agradezco a los Ingenieros Gustavo Hernández García, Gabriel Delgado Saldívar y
Oscar Valle Molina su participación como comentaristas al presente trabajo.
Especialidad: Ingeniería Naval
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Sistemas flotantes para la producción de petróleo en aguas profundas mexicanas.
Finalmente quiero agradecer al Presidente de la Especialidad de Ingeniería Naval, M.
en C. Evencio Huesca Lagunes, por abrirme la puerta hacia la Academia de Ingeniería
y por ser impulsor para la formación de recursos humanos universitarios en la UV
sobre las tecnologías para la explotación de petróleo y gas en aguas profundas.
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CURRICULUM VITAE DEL CANDIDATO
El Doctor Federico Barranco Cicilia nació en Tláhuac D. F. el día 02 de marzo del año
1969, es hijo de Ambrosio Barranco Lozano y Gloria Cicilia Cortez. Es casado con
María Dolores Tamayo Flores y sus hijos llevan por nombres Andrés, Rodrigo y
Santiago.
El Dr. Barranco se tituló en el año 1992 como Ingeniero Civil en la Escuela Superior de
Ingeniería y Arquitectura del IPN. Obtuvo el grado de Maestro en Ingeniería por la
División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM en 1995. En
Junio del año 2004 se doctoró en el Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-graduação e
Pesquisa de Engenharia (COPPE) de la Universidad Federal de Río de Janeiro, con la
tesis “Criterio de Diseño Basado en Confiabilidad para el Sistema de Tendones de una
Plataforma TLP”, dirigida hacia tecnologías para la explotación de hidrocarburos en
aguas profundas.
El Dr. Barranco tiene publicados 20 artículos técnicos tanto en congresos nacionales e
internacionales como en revistas internacionales arbitradas. Desde 1992 ha impartido
diversas clases de Estructuras y Sistemas Flotantes de Producción en la Universidad
Tecnológica de México, en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de
Ingeniería de la UNAM, en el posgrado del Instituto Mexicano del Petróleo y en la
Universidad Veracruzana. El Dr. Barranco es Co-autor del libro “En las entrañas de la
tierra” publicado por la editorial Litoral y el IMP, es revisor de la Revista Applied Ocean
Research de Elsevier e investigador Nivel 1 del Sistema Nacional de Investigadores del
CONACyT.
Desde 1991, el Dr. Barranco colabora en el Instituto Mexicano del Petróleo.
Inicialmente fue especialista de las áreas de ingeniería de plataformas marinas y de
recipientes. A partir de julio de 2004 es investigador del Programa de Investigación
para la Explotación de Campos en Aguas Profundas, teniendo a su cargo el Área
Técnica “Sistemas Flotantes de Producción” y proyectos de Investigación y Desarrollo
Tecnológico.
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