INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Programa de Explotación

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO
Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas
Estado del Arte y Prospectiva de la Ingeniería en México y el
Mundo.
La Academia de Ingeniería de México, agradece al Instituto
Mexicano del Petróleo (IMP) y a los Académicos y distinguidos
ingenieros del Programa de Explotación de Campos en Aguas
Profundas que participaron en la elaboración del presente
documento.
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Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas
ESTADO DEL ARTE Y PROSPECTIVA DE LA TECNOLOGÍA PARA LA EXPLOTACIÓN DE
CAMPOS PETROLEROS EN AGUAS PROFUNDAS
Septiembre, 2010
INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO
Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas
CONTENIDO
1.
Introducción .......................................................................................................................................... 4
a.
Zonas de explotación a nivel mundial ..................................................................................................... 4
b.
Desarrollo de proyectos .......................................................................................................................... 7
c.
Origen de la Tecnología .......................................................................................................................... 7
2.
Geotecnia ............................................................................................................................................... 8
3.
Oceanografía y Meteorología ............................................................................................................. 11
4.
Sistemas Flotantes ............................................................................................................................. 15
5.
Sistemas Submarinos......................................................................................................................... 18
6.
Ductos y Risers ................................................................................................................................... 22
7.
Materiales ............................................................................................................................................. 25
8.
Equipo sobre Cubierta ........................................................................................................................ 27
9.
Control ................................................................................................................................................. 30
10.
Riesgo y Confiabilidad ....................................................................................................................... 34
11.
Inspección y Mantenimiento .............................................................................................................. 37
12.
Conclusiones....................................................................................................................................... 40
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1. Introducción
La explotación de hidrocarburos a nivel mundial, proveniente de zonas localizadas en tierra y costa
fuera en aguas someras, en las cuales se tiene el dominio de la tecnología requerida, se encuentra
en etapa de declinación, obligando a los países y compañías operadoras a enfocar sus esfuerzos a
la explotación de campos petroleros localizados en sitios costa fuera con profundidades mayores a
los 500.00 m., regiones que se denominan como Aguas Profundas, lo cual ha motivado
precisamente a la generación de tecnología para resolver los retos inherentes a los problemas
característicos de estos ámbitos de explotación.
Los problemas que se enfrentan en Aguas Profundas se refieren a condiciones de alta presión y alta
temperatura, suelos de consistencia blanda, georiesgos de mayor complejidad, corrientes
oceanográficas severas y alta sensibilidad a factores ambientales.
Los retos relacionados a dichos problemas que se enfrentan son el aseguramiento de flujo desde el
pozo hasta las plataformas y sistemas de producción, la caracterización de los peligros, la
planeación, diseño y ejecución de los trabajos de perforación y terminación de los pozos,
caracterización del comportamiento de los sistemas de producción en las condiciones particulares de
los ámbitos de explotación y la generación de normas basadas en riesgo y confiabilidad para el
diseño y evaluación de estos sistemas.
a.
Zonas de explotación a nivel mundial
Las zonas de explotación de hidrocarburos en aguas profundas a nivel mundial incluyen aguas
territoriales del mar del Norte, India, Indonesia y el llamado Triangulo de Oro, conformado por el
Golfo de México, Brasil y Oeste de África, que comprende a los países de Brasil, Estados Unidos de
América, Angola, Congo, Nigeria, Guinea Ecuatorial, Costa de Marfil y Mauritania. Existen
adicionalmente zonas con muy alto potencial de producción de hidrocarburos en aguas profundas,
entre las que destacan por supuesto, la parte Mexicana del Golfo de México, además de Indonesia,
India, Australia y mar mediterráneo. El mapa que se muestra a continuación contiene las zonas en
donde se explotan hidrocarburos en aguas profundas:
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Con información del 2008, se registró un 2.2 % de las reservas mundiales de petróleo ubicadas en
regiones de aguas profundas. No obstante lo anterior, la tendencia en la explotación de dichos
campos a nivel mundial va en aumento. Entre los años del 2000 al 2007, los campos en producción
ubicados en aguas profundas pasaron de 44 a 157 y tan solo para el Golfo de México, en ese mismo
periodo, se pasó de 32 a 112 campos en producción.
En México, la cuenca de Aguas Profundas contiene el
56% de 52,300 millones de barriles petróleo crudo
equivalente calculados como recurso prospectivo
nacional:
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En los próximos años, PEMEX intensificará sus actividades en sus trabajos de perforación en aguas
profundas, enfocando sus esfuerzos a los nueve sectores mostrados en la siguiente figura:
La primera producción de gas
proveniente de aguas profundas en la
parte mexicana del Golfo de México se
estima que ocurrirá en el año de 2013.
Por otra parte, si los resultados de las
perforaciones
exploratorias
son
exitosos, la primera producción de
aceite ocurrirá probablemente en el
2015 en la Región Norte.
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b.
Desarrollo de proyectos
PEMEX aplica la metodología Front End Loading, FEL por sus siglas en inglés, para el desarrollo de
proyectos. Dicha metodología permite ordenar las actividades de las áreas técnicas de ingeniería
involucradas en los proyectos hasta obtener, conforme se desarrolla el proceso, el grado de
definición suficiente para la ejecución de las obras. La siguiente figura muestra las etapas del FEL.
Los tiempos para ejecutar el FEL en el desarrollo de un proyecto para aguas profundas son de 2 a 3
años, dependiendo de la magnitud y la disponibilidad de recursos:
La visualización FEL-V establece el caso de negocio, asegura su alineación con los objetivos
estratégicos y establece varios escenarios posibles. Asimismo, se identifican los riesgos principales
y las incertidumbres, obteniendo como resultado el concepto validado.
La etapa de conceptualización FEL-C analiza las opciones de proyectos y selecciona la mejor de
ellas. Se obtiene una mejor precisión de los estimados de costos y un plan de acción para mitigar los
riesgos e incertidumbres. La opción seleccionada pasa a la etapa de definición.
En la definición FEL-D se detalla el plan de desarrollo y se obtiene la autorización de fondos para su
ejecución. El final del proceso FEL da como resultado un proyecto definido que pasa a la etapa de
ejecución; esta etapa está conformada por la Ingeniería de Detalle, la Construcción y la Puesta en
Marcha.
Las áreas técnicas involucradas en el desarrollo de un proyecto siguen las mismas etapas del
proceso FEL, realizando sus actividades específicas e intercambiando información con sus
interfaces, donde por lo general, se aplican técnicas de ingeniería concurrente.
c.
Origen de la Tecnología
Es importante resaltar que la tecnología para la explotación de campos en aguas profundas fue
desarrollada originalmente por Compañías Operadoras, sin embargo en la actualidad está siendo
desarrollada principalmente por las compañías proveedoras, por lo que la explotación de los
hidrocarburos en las diferentes regiones del mundo, exige generar las capacidades para su
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evaluación, selección, adecuación, desarrollo y operación, considerando las condiciones propias de
cada región.
El IMP con el apoyo de PEMEX, inició en 1984 el proceso de asimilación de tecnologías y formación
de recursos humanos para la explotación de campos en aguas profundas, lo cual fue la simiente del
actual programa de investigación para el desarrollo de campos en aguas profundas que inició su
operación en el año 2003.
Para el logro de las capacidades mencionadas, se ha planteado se enfoquen a las siguientes áreas:
Caracterización de los peligros naturales y de los hidrocarburos
Caracterización del comportamiento de los equipos y sistemas
Establecimiento del riesgo y la confiabilidad de los equipos y sistemas
En las cuales participan once áreas técnicas, de las que a continuación se presenta la problemática
existente, así como la forma en la cual se ha venido resolviendo a nivel internacional, presentándose
un planteamiento general de solución en nuestro país.
2. Geotecnia
La explotación de campos en aguas profundas requiere de nuevos sistemas de explotación. En la
actualidad las tradicionales plataformas fijas apoyadas directamente sobre el fondo marino son
inviables debido a los grandes tirantes de agua de más de 500 m., ya la profundidad máxima de
aplicación es de 350.00 m. por lo que se han desarrollado sistemas flotantes para la producción y
almacenamiento de hidrocarburos, que se fijan al fondo marino a través de líneas de amarre y
anclas. En otros casos, dependiendo de la distancia que exista de la zona de explotación a la costa,
la producción se puede enviar directamente a tierra a través de tuberías, desde los sistemas
submarinos de producción. Sin embargo cabe señalar que en la mayoría de los casos, la explotación
se lleva a cabo combinando los sistemas submarinos con los flotantes, desde los cuales se puede
enviar la producción a los centros de exportación o de procesamiento, utilizando los ductos marinos
o a través de buques tanque.
En cualquiera de los casos, el conocimiento de las propiedades de los suelos marinos en aguas
profundas es esencial para el diseño correcto y la construcción de los sistemas de cimentación y de
anclaje; los cuales pueden ser: pilotes de succión (fig. 3 a), anclas de placa, anclas de arrastre (fig. 3 c),
placas con faldones, pilotes tradicionales o pilotes torpedo (fig. 3 b). Por otra parte, la cracterización de los
suelos también es esencial para seleccionar las rutas de las tuberías evitando los georiesgos
existentes, su interacción con el suelo para problemas de pandeo por presión y temperatura y la
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interacción en el punto de contacto entre los ductos ascendentes (risers), que conducen la
producción del fondo marino a los sistemas flotantes y el fondo marino.
Una gran parte del riesgo comercial y operacional implicado en los trabajos de explotación de
campos en aguas profundas se relaciona con las incertidumbres sobre las características de los
suelos en el sitio. Este aspecto se evidencia con las condiciones mucho más severas que se
encuentran en los sitios en aguas profundas con respecto a los sitios en aguas someras, en donde
existen más y georiesgos más severos.
Problemática
Los sitios en aguas profundas se encuentran normalmente localizados en el talud continental, en
áreas con grandes estratos sedimentarios. En estas áreas el lecho marino se caracteriza por una
pendiente de inclinación promedio baja (típicamente menor de 4º), pero en muchas localizaciones se
encuentran escarpes muy empinados generados por deslizamientos de taludes previos.
Las fallas activas y el diapirismo alteran la topografía del fondo marino a escala regional como es el
caso en el escarpe de Sigsbee y el talud de diapiros de Campeche. En estos casos la topografía es
muy irregular lo que propicia la presencia de riesgos geológicos o georiesgos.
Un riesgo geológico puede ser definido como “un rasgo geológico, el cual representa o tiene el
potencial para desarrollar un daño incontrolado” a cualquier tipo de instalación (líneas de tubería,
cimentaciones de plataformas, sistemas de anclaje, etc.) o para impedir el curso normal de las
operaciones de perforación.
Los principales georiesgos que se presentan en aguas profundas son los siguientes:
1. Taludes potencialmente inestables.
2. Topografía rocosa irregular, la cual representa dificultad para el asentamiento de cimentaciones.
3. Fallas activas y vertientes de hasta 60m de altura.
4. Presencia de fluidos en los suelos que pueden ser, agua, hidratos de gas o hidratos de metano
que reducen la fuerza al cortante del suelo y afectan a la capacidad de carga.
5. Erosión del fondo marino, producto de corrientes submarinas profundas.
6. Sismicidad que puede disparar el deslizamiento de taludes.
7. Condiciones de suelo, que van desde los no consolidados, hasta rocosos.
Para conocer y caracterizar los sitios en aguas profundas es necesario conocer los procesos
geológicos que tienen o han tenido lugar en él. Por ejemplo, para saber si un talud es inestable,
debemos de estudiar si han existido desplazamientos en el pasado, la frecuencia con que se han
producido y los posibles mecanismos que dispararon dicho deslizamiento.
Para realizar dicha tarea se requiere realizar un “estudio integral” que involucre la participación de un
equipo de geólogos, geofísicos y geotecnistas.
Debido al gran costo que tiene la exploración de un sitio en aguas profundas, ésta se realiza a través
de etapas sucesivas. La planeación de cada etapa se basa en los descubrimientos de la anterior,
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con el fin de optimizar los alcances de los trabajos. La exploración geotécnica considera muchos
factores incluyendo la uniformidad vertical y horizontal de los suelos, su historia geológica, la
dimensión de la estructura propuesta y el concepto de diseño.
Es importante que los componentes geofísicos y geotécnicos sean planeados en forma conjunta
como partes de la misma exploración. La secuencia de la programación de los trabajos de
exploración debe ser:
Estudio de gabinete, en el cual se recolecta y evalúa toda la información relevante para el sitio.
También se realiza en esta etapa el reprocesamiento de la geofísica de exploración de forma a
visualizar el fondo marino y los principales rasgos geológicos de la zona.
Exploración geofísica para establecer la batimetría, identificar y localizar rasgos significativos
del fondo marino, obstrucciones y peligros, determinación de la geometría de los estratos
subyacentes (grueso, profundidad), extrapolación de datos geotécnicos locales a lo largo y
ancho de todo el sitio.
Exploración geotécnica, la cual tendrá dos objetivos principales: a) determinar los parámetros
para el diseño de las cimentaciones, b) ayudar a la geofísica y geología a la evaluación de los
georiesgos en caso de existir.
Los trabajos de exploración geofísica para aguas profundas han promovido el desarrollo de nuevas
tecnologías en los últimos años, por ejemplo: los vehículos autónomos AUV (Autonomous
Underwater Vehicule ver fig.1) capaces de explorar sitios hasta en tirantes de agua de 3000 m. La
exploración geotécnia en aguas profundas también ha sido un fuerte promotor de desarrollo de
tecnología mejorando el equipo para recuperación de muestras y desarrollando nuevo equipo para
pruebas in situ de suelos muy blandos (penetrómetros de flujo completo ver fig.2).
Figura 1. Vehículo Autónomo (AUV)
Figura 2. Penetrómetros de flujo completo.
El estudio del comportamiento de los suelos debe de realizarse tomando en cuenta el tipo de
problema geotécnico que se pretende analizar, tratando de reproducir las condiciones reales a las
que se verá sujeto el suelo a través de la cimentación. Por ejemplo, los pilotes de succión (fig. 3 a),
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deben considerar el cálculo de la resistencia de penetración de los faldones y su resistencia al corte
en forma anisotrópica; incluso dependiendo del mecanismo bajo el cual puede fallar una cimentación
debe tomarse en cuenta; de esta forma para una misma cimentación se deben de realizar diferentes
tipos de prueba, con la finalidad de cubrir todos los escenarios de falla posibles. Para el caso de las
tuberías y risers, se requiere determinar parámetros de los suelos más superficiales.
a).
b).
Figura 3. a) Pilotes de succión b) Pilotes torpedo c) Anclas de arrastre
c).
Para el caso de georiesgos también se requiere conocer la resistencia al corte de los suelos y para
ello se deberán diseñarse las pruebas que mejor representen el fenómeno a estudiar, por ejemplo, si
se requiere conocer la resistencia al corte para evaluar la estabilidad de un talud deberá de probarse
el suelo ante condiciones inalteradas y alteradas considerando el efecto de la presión de poro
intersticial.
Prospectiva
Cabe resaltar que los retos en esta Área Técnica, consisten en la caracterización de los suelos en
las nuevas regiones de explotación, para lo cual es necesario complementar las capacidades a
enfocadas a la solución de los problemas que se tienen identificados en otras regiones con
problemáticas similares, para lo cual se ha establecido como base el acelerar este proceso a través
de la colaboración con centros de investigación tanto nacionales como del extranjero en los cuales
se tengan capacidades y experiencias en los temas de interés.
3. Oceanografía y Meteorología
Desarrolla y implementa la tecnología para comprender la fenomenología metoceánica, su
interrelación, magnitud, ocurrencia, periodicidad, estados extraordinarios; tanto en escala global
como local. El conocimiento de estos fenómenos es de interés para el diseño, operación y
funcionamiento, de los sistemas de explotación.
Oceanografía
Circulación oceánica
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Diversos grupos en el mundo estudian la circulación de los océanos utilizando diferentes técnicas o
artificios científicos, con diferentes propósitos. Una de las técnicas más socorridas es el uso de
modelos numéricos de circulación, por las diferentes ventajas que ofrecen en la representación
global de un ecosistema y en la reducción de incertidumbres que ofrecen, sobre todo cuando son
debidamente validados y calibrados con mediciones experimentales u observaciones satelitales. En
particular en el Golfo de México existen principalmente cuatro modelos de vanguardia, que son
aprobados por la comunidad oceánica mundial: OPA, NCOM, ROMS y el HYCOM. Estos modelos se
han implementando en el CICESE y la UNAM, con el objetivo de conocer la fenomenología de los
procesos metoceánicos su incidencia y ocurrencia, así como sus efectos a la industria del petróleo.
Fenomenología de los procesos de circulación a gran escala
En el IMP, se ha implementando el HYCOM, con el objetivo de disponer de un modelo de
vanguardia y poder generar estudios de corrientes particulares de interés para la industria del
petróleo, como lo son corrientes estacionales, fenómenos de circulación de mesoescala (corriente de
Lazo; formación y desprendimiento del remolino anticiclónico; fraccionamiento y evolución de
remolinos ciclónicos y anticiclónicos; confluencias y surgencias), además de la generación de
campos de velocidad, temperatura y salinidad en dos y tres dimensiones, variaciones de la superficie
libre, entre otros fenómenos.
Oleaje
La modelación del oleaje es un arte que contiene dos grandes aspectos del conocimiento humano: la
teoría y la aplicación práctica. En la aplicación práctica que constituye la modelación del oleaje, el
hecho que dos de los modelos, WAM y WAVEWATCH, en operación en dos de los más prominentes
centros meteorológicos utilizan diferentes enfoques del problema de modelación es en sí mismo una
indicación que una sola y buena solución todavía no a sido aceptada. Por ejemplo, el término fuente
de la disipación de la energía por el rompimiento del oleaje en la modelo WAM es en esencia
opuesto al término de disipación de la energía del modelo WAVEWATCH en donde la disipación de
la energía debida al rompimiento del oleaje está dividida en disipación de olas de baja y alta
frecuencia. Actualmente la investigación en la modelación de olas está enfocada en seis grandes
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áreas: 1) Modelado de interacciones no-lineales de cuatro olas en modelos espectrales discretos, 2)
Disipación espectral en aguas profundas, 3) Interacciones no lineales de olas en aguas someras, 4)
Disipación inducida por el fondo, 5) Propagación de olas y 6) Resolución y métodos numéricos. En
este momento, en el IMP se cuenta con la capacidad de hacer simulaciones del oleaje con el modelo
WAM y en el corto plazo con el modelo WAVEWATCH.
Meteorología
Por medio de un modelo meteorológico es posible conocer o simular la dinámica atmosférica a
través de la descripción tridimensional de los campos de viento, temperatura, humedad, presión, y
obtener otras variables de interés que están en función de estos campos. Los modelos
meteorológicos fueron desarrollados originalmente como herramienta de ayuda para el pronóstico
meteorológico operativo y posteriormente se han utilizado para generar las variables meteorológicas
de entrada, requeridas para otras aplicaciones tales como calidad del aire, aplicaciones de ingeniería
o como datos de entrada para de oleaje o circulación. En la actualidad existe una amplia variedad de
modelos numéricos en uso en todo el mundo desarrollados por diferentes centros de investigación y
entidades gubernamentales, muchas veces con objetivos precisos.
En México el modelo más utilizado en pronóstico meteorológico ha sido el MM5, ya que es el que el
Servicio Meteorológico Nacional tiene implementado. En el IMP se ha utilizado el RAMS para
diferentes estudios de modelación meteorológica y calidad del aire y actualmente se están
realizando pruebas para utilizarlo en la simulación de nortes para todo el Golfo de México, para
obtener parámetros metoceánicos para utilizarse en proyectos de ingeniería
.
Por otro lado en el IMP se están implementando los modelos de modelación WRF y su versión para
huracanes, HWRF (desarrollados por el NWS y NCEP) en la parte mexicana del Golfo de México,
con la finalidad de obtener datos meteorológicos que se utilizarán como datos de entrada en los
modelos de oleaje y circulación oceanográfica, para obtener parámetros metoceánicos de diseño
para aplicaciones de ingeniería.
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Simulación del frente frío número
4, del 23 de octubre de 2007,
utilizando el modelo RAMS.
Medición experimental
El pleno conocimiento de los procesos físicos en el Golfo de México es aún una asignatura
pendiente para poder mejorar el conocimiento de los fenómenos físicos y para calibrar los modelos
numéricos. Por esta razón es necesario contar con información de los parámetros físico-químicos
que interactúan en la naturaleza y que es deseable medir en conjunto. En México diferentes
Instituciones Gubernamentales y de Investigación han realizado campañas oceanográficas en sitios
y objetivos diferentes. En el 2005 el IMP instaló el primer anclaje a 1,500m de profundidad
incursionando en aguas profundas en la parte mexicana del Golfo de México, frente a la
desembocadura del río Tuxpan, Veracruz a bordo del Barco Justo Sierra de la UNAM, con un arreglo
de sensores a lo largo de la columna de agua para medir velocidades de corriente, así mismo,
también se realizaron mediciones in-situ de los parámetros físico-químicos con el equipo CTD en 4
transectos ubicados perpendicularmente a la línea de la costa cubriendo profundidades desde 50m
hasta 2500m.
26.0°
PERDIDO
AF-6
25.0°
PEMEX-1
24.0°
AF-5
LAMPREA
23.0°
ARENQUE-B
LATITUD
NOAA-42055
22.0°
CAMPECHE
SHELF
21.0°
AF-4
CAMPECHE
PROFUNDO
LANKAHUASA
AF-1
LANKAHUASA
AM-1
20.0°
AF-3
AM-2
ZAAP-D
AF-2
19.0°
COATZACOALCOS
PROFUNDO
18.0°
PROFUNDIDAD
ANCLAJES
-3500 to -2000
-2000 to -1500
-1500 to -500
-500 to -130
-130 to -129.9
AF-1 Anclaje Fijo No. 1
AM-1 Anclaje Movil No. 1
BOYA
METOCEANICA
17.0°
-98.0°
-97.0°
-96.0°
-95.0°
-94.0°
-93.0°
-92.0°
-91.0°
-90.0°
LONGITUD
Ubicación del anclaje
Perfil de
temperatura
Perfil de velocidades
Red de monitoreo de PEMEX
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Como resultado de estas mediciones, PEMEX implementa un proyecto de gran visión con la
finalidad de construir una red de monitoreo de variables meteorológicas y oceanográficas en toda la
zona mexicana del Golfo de México. Los primeros resultados de estas ediciones ya se han
procesado para su aplicación a la planeación y establecimiento de los riesgos para determinar los
parámetros de diseño y evaluación de los sistemas de producción.
Hidrodinámica
La hidrodinámica marina es el estudio del flujo de la masa oceánica sobre estructuras inmersas
parcial o totalmente en ella. De forma similar la aerodinámica estudia el flujo del viento sobre la parte
de las estructuras no sumergidas y por simplicidad agrupamos ambos en el término hidrodinámica.
La hidrodinámica se basa en la mecánica clásica y por esto tiene límites en el conocimiento. La
limitante principal es la imposibilidad de conocer el flujo real en todo un dominio de cálculo debido a
los efectos combinados de tres fuerzas fundamentales cuyas escalas son incompatibles: la
viscosidad, la inercia y la gravedad. Tomando esto en cuenta la hidrodinámica aplicada a la industria
del petróleo hace uso de formulaciones semi-empíricas. Se aplican ecuaciones basadas en teoría
potencial (simplificación de la mecánica de fluidos) y considera las fuerzas fundamentales antes
mencionadas mediante coeficientes empíricos hidrodinámicos para estimar las cargas sobre los
sistemas de explotación.
Actualmente en el Área Técnica se ha ganado experiencia en la utilización de códigos de teoría
potencial SESAM y tipo CDF: Fluent, Abaqus Cell y OpenFoam, pero se siguen explorando otras
capacidades a nivel mundial.
Resultado de SESAM
(potencial)
Resultado de Abaqus
cell (CFD)
Resultado de
OpenFoam (CFD)
Resultado de Fluent
(CFD)
4. Sistemas Flotantes
Ante el decaimiento de la producción de hidrocarburos proveniente de yacimientos localizados en
tierra, durante las décadas pasadas fue necesario incursionar en el mar para la búsqueda de nuevos
campos petroleros, donde para apoyar las actividades de explotación en un inicio se usaron
plataformas marinas fijas; sin embargo, ante el incremento en la demanda de los hidrocarburos se
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tuvo que avanzar cada vez más a mayores profundidades. Debido a que la factibilidad técnicoeconómica de aplicación de los conceptos de plataformas marinas existentes las hacía inviables en
tirantes de agua mayores a 350 m, se tuvo la necesidad de generar nuevas tecnologías para el
desarrollo de los campos petroleros en aguas profundas. Entre estas tecnologías se tienen los
Sistemas Flotantes de Producción (SFP).
Dentro de los sistemas flotantes se encuentran los buques de producción, almacenamiento y
descarga (FPSO, del inglés Floating Production, Storage and Offloading), las plataformas
semisumergibles PSS), las plataformas de piernas atirantadas (TLP, del inglés Tension Leg
Platform) y las plataformas Spars. Estos sistemas son mostrados en la Figura 4.1. Los sistemas
flotantes han permitido la explotación de yacimientos en tirantes de agua ultra profundas, siendo el
récord actual el FPSO Pioneer instalado en este año en un tirante de 2,600 m en la parte
estadounidense del Golfo de México (Golfo de México).
Figura 4.1- Plataforma fija vs Sistemas flotantes de producción tipo: FPSO, PSS, Spar y TLP
(www.modec.com).
Debido a las características de algunos conceptos, los SF tipo FPSO y las PSS se han aplicado en
el desarrollo de campos en aguas someras (menores a 100m), teniendo por ejemplo el caso del
FPSO Yúum K’ak’ Nàab (85 m de tirante) y el FSO Ta’kuntah (75 m de tirante) en la Sonda de
Campeche. En el mundo también se tienen estructuras de este tipo en rangos similares de
profundidad. Cabe mencionar que las PSS son el concepto más usado en el mundo, no solamente
para actividades de producción sino también para la perforación de pozos y para servicios de apoyo,
como para el alojamiento temporal de personal operativo (flotel). En el caso de las PSS de
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producción se tiene su uso en tirantes de agua desde 79.85 m (PSS Janice, UK) hasta 2,415 m
(PSS Independence Hub, Golfo de México -USA).
En el caso de las TLPs se tiene su aplicabilidad en tirantes de agua desde 147 m (TLP Hutton en
Noruega) hasta 1,425 m (TLP Magnolia en el Golfo de México-USA). En el caso de las Spars, debido
a las dimensiones del casco de flotación, su aplicabilidad es en tirantes de agua mayores a los 500
m teniendo a la Neptuno en 588 m y el récord actual de la plataforma Perdido (2,383 m), ambas en
la porción americana del Golfo de México.
Funcionalidad
Los FPSO son una de las opciones más usadas en el desarrollo de campos por ser el único
concepto que permite el almacenamiento del aceite procesado, exportando su producción a la costa
a través de buques tanque, por lo que es una alternativa para el desarrollo de campos distante de la
costa así como para cuando no existe infraestructura marina para la exportación del hidrocarburo
como son los ductos submarinos.
En el caso de las plataformas TLP y Spars, estos conceptos son usados en algunos campos para
efectuar actividades tanto de perforación como de producción al mismo tiempo, debido a que tienen
la característica de presentar movimientos verticales mínimos que permiten el uso de árboles
superficiales o secos. Sin embargo, en el caso de la TLP se tienen limitaciones de aplicabilidad en
tirantes mayores a 1,500 m debido a su sistema de anclaje al fondo marino (tendones). No así el
caso de las plataformas PSS, FPSO y Spar cuyos récords de profundidad están entre 2,400 a 2,600
metros.
Componentes principales
Los SF cuentan con un casco de flotación, cubiertas para la instalación del equipo de producción y
servicios, así como con los risers (ductos ascendentes para la conducción de hidrocarburos) y el
sistema de anclaje al fondo marino. El casco de flotación debe ser lo suficientemente grande para
poder soportar las cargas propias de la plataforma, incluyendo el peso de los fluidos procesados y
almacenados. El sistema de amarre es el encargado de mantener en el local de operación al cuerpo
flotante y debe ser dimensionado para limitar los movimientos de la embarcación y salvaguardar la
integridad del sistema de risers, por lo que debe ser diseñado para soportar cargas extremas como
huracanes y además tomar en cuenta los limites operacionales de los risers.
Comportamiento Estructural-Naval
Las estructuras flotantes presentan un comportamiento flexible ante las cargas ambientales, por lo
que como reacción presentan fuerzas de restauración principalmente debido al sistema de anclaje.
Estas cargas son principalmente debidas al oleaje y viento; como fuerzas dinámicas, y corrientes y
mareas como fuerzas estáticas. Debido a que estas estructuras son artefactos navales se debe
evaluar tanto su comportamiento naval como el estructural.
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A pesar del avance de la tecnología en el desarrollo de herramientas computacionales y
metodologías de análisis, no es posible representar numéricamente el comportamiento real de los
SF debido a los efectos no lineales de alto orden. Por tal motivo, el análisis de su respuesta ante
acciones oceanográficas y meteorológicas se debe complementar con pruebas en laboratorio,
principalmente para la evaluación del comportamiento naval, que permitan posteriormente calibrar
los modelos numéricos.
Estado de la Ingeniería Nacional de SF
En este caso, a través del Área Técnica de Sistemas Flotantes del Programa de Explotación de
Campos en Aguas Profundas del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) se identificó a los sistemas
flotantes tipo FPSO como una de las tecnologías con aplicación promisoria para la producción de
hidrocarburos en México y efectuó la asimilación de metodologías para Ingeniería de diseño básico
de un FPSO en los años 2007-2008.
Con base en las tecnologías asimiladas se cuenta con las capacidades para llevar a cabo
específicamente para el caso de los FPSO en aguas profundas la asistencia técnica en la licitación
de proyectos, ingeniería de diseño básico y la asistencia técnica durante la ingeniería, procura,
construcción, instalación y arranque.
Prospectiva a mediano y largo plazo
Dentro de las necesidades de PEMEX, el Área Técnica de Sistemas Flotantes del Programa de
Explotación de Campos en Aguas Profundas del IMP ha identificado las líneas de desarrollo a futuro
para complementar cada vez más las capacidades tecnológicas requeridas. De acuerdo a estas
necesidades, el IMP cuenta actualmente con las capacidades para apoyar a PEMEX en la ingeniería
de sistemas tipo FPSO, y en mediano plazo se contarán con las capacidades técnicas para los otros
3 tipos de conceptos (PSS, TLP y Spar). Dentro de las líneas de investigación se tiene contemplado
continuar con el estudio del comportamiento de los principales componentes estructurales y en un
futuro optimizar los mismos, considerando en ambos casos las condiciones típicas de la parte
mexicana del Golfo de México. Por otro lado, es importante mencionar que también se considera el
fortalecimiento del IMP a través de la formación de personal del IMP en universidades extranjeras
así como la contratación de personal altamente calificado. De esta forma, el IMP podrá continuar
apoyando a PEMEX en el nuevo horizonte de la explotación de campos en aguas profundas y
ultraprofundas.
5. Sistemas Submarinos
Las grandes compañías operadoras a nivel mundial han incursionado en el ambiente de
exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas en los últimos años, motivadas
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por la reducción de las reservas de hidrocarburos probadas a nivel mundial, esto no ha sido la
excepción para nuestro país, donde también se han iniciado estudios prospectivos en el Golfo
de México.
Los pronósticos de explotación de hidrocarburos durante los años venideros indican
invariablemente que una fuente de extracción de hidrocarburos se encuentra en tirantes de agua
mayores a los 500 metros, por lo que para el desarrollo de estos campos se requiere de
implementar infraestructura submarina.
Esta infraestructura denominada como sistemas submarinos de producción se define de manera
general como el conjunto de equipos, líneas y accesorios, instalados sobre el lecho marino, que
permiten la explotación de hidrocarburos en campos ubicados en aguas profundas o
ultraprofundas; y que generalmente, complementan un sistema superficial de producción como
son las plataformas fijas, sistemas flotantes e instalaciones de producción en tierra (ver Figura
1). Su objetivo es recolectar, procesar, transportar y controlar la producción de los hidrocarburos
hacia las instalaciones superficiales (flotantes o en tierra).
Figura 1. Ejemplo de sistemas submarinos de producción (Cortesía de Cameron).
Específicamente los sistemas submarinos de producción están integrados principalmente por
equipos como árboles, manifolds, unidades de terminación, equipo de procesamiento
submarino, estranguladores, líneas de flujo y sistemas de conexión, umbilicales y sistemas de
control y monitoreo.
Si no fuera suficiente la presión del yacimiento para hacer llegar los hidrocarburos a la cabeza
del pozo o al centro de proceso en superficie, puede ser que dentro del pozo, sea necesario
implementar algún sistema de levantamiento artificial para lograr este objetivo. En estos casos,
pudieran aplicar un sistema de levantamiento por gas (bombeo neumático) o bien un sistema de
bombeo electrosumergible.
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Los aspectos generales más importantes que se deben considerar en el diseño de un sistema
submarino de producción son:
•
•
•
•
•
•
Características del yacimiento y fluidos producidos
Datos de perforación y terminación de pozos
Estudios de aseguramiento de flujo
Estrategias de desarrollo de campos
Condiciones ambientales y del suelo marino
Filosofías de operación e instalación del equipo submarino
Los sistemas de producción submarinos no permanecen estáticos a lo largo del curso de su vida
productiva, la presión del yacimiento declina, la composición de los fluidos cambia, con el
agotamiento del yacimiento la producción de agua aumenta y aparecen los efectos de la
corrosión. Desde la formación productora y hasta el separador, la compañía operadora debe
planear los cambios necesarios. Las mejoras y modificaciones de las instalaciones son en
general más difíciles y costosas en los campos submarinos; por lo tanto, la compañía debe
prever la menor cantidad de cambios una vez puesto en operación el sistema submarino de
producción.
Actualmente en el mundo se tienen aproximadamente 1,668 sistemas submarinos en un tirante
de agua mayor a los 300 metros de profundidad.
El record actual de tirante de agua y de instalación de un árbol submarino para aceite lo tiene el
Golfo de México, en el campo Perdido-Silvertip de Shell a 2,852 metros; mientras que para gas
está a 2,748 metros, también en el Golfo de México en el campo Cheyenne de Anadarko.
Respecto al record de distancia entre el sistema submarino y el centro de proceso en superficie
ya sea flotante o en tierra, para el aceite pertenece al campo Penguin A-E de Shell en el Mar del
Norte con una distancia de 69.8 km en 175 metros de tirante de agua. Para gas lo tiene el
campo Snohvit de Statoil en Noruega con una distancia de 143 km en 345 metros de tirante de
agua.
Referente al procesamiento submarino, el bombeo multifásico y separación submarinos son
tecnologías disponibles comercialmente. El bombeo multifásico submarino cuenta con un rango
de operación para un tirante de agua de 1,700 metros y una distancia de 29 km, y la separación
submarina cubre un rango de operación para un tirante de 435 metros y una distancia de 1.7 km.
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Con lo que respecta a la compresión submarina se encuentra en pruebas de calificación del
2009 al 2011 para un tirante de agua de 1,100 metros y una distancia de 120 km.
Estos alcances son indicativos de que los sistemas submarinos han logrado un avance
significativo para proporcionar soluciones tecnológicas innovadoras para la explotación de los
hidrocarburos de una manera segura y eficiente, sin embargo, por los severos ambientes de
trabajo y de operación presentes, y por la magnitud de la inversión necesaria para el manejo y
procesamiento de los hidrocarburos, se presentan nuevos retos de ingeniería tales como:
• Ampliar el rango de operación del procesamiento submarino (bombeo multifásico,
compresión y separación).
• Equipo submarino para alta presión y alta temperatura.
• Aplicación de técnicas para calcular la confiabilidad de los equipos submarinos y sistemas
de control submarino.
• Sistema de control todo eléctrico, para reducir tiempos de respuesta de los equipos.
• Suministro de energía a los equipos submarinos.
• La correcta caracterización de hidrocarburos pesados.
• Desarrollo de metodologías para la identificación y mitigación integral de obstrucciones al
flujo tales como hidratos, asfáltenos y parafinas (tipo de obstrucción, posición y magnitud).
• Monitoreo a tiempo real para dar solución a problemas de aseguramiento de flujo.
En busca de cerrar las brechas tecnológicas en sistemas submarinos en el corto plazo, el área
técnica de sistemas submarinos perteneciente al Programa de Explotación de Campos en Aguas
Profundas del Instituto Mexicano del Petróleo llevó a cabo un proceso de asimilación de esta
tecnología durante los años del 2006 y 2007, para hacerse de capacidades para la evaluación
de tecnologías y procedimientos existentes para llevar a cabo la selección, especificación
funcional y aplicación, con el objetivo de poder proporcionar asistencia técnica para la
planeación, evaluación y selección de sistemas submarinos.
Sin embargo, con el objetivo de continuar fortaleciendo esta área tecnológica, como estrategia
se busca mantener un programa constante de formación e incorporación de investigadores en
especialidades de ingeniería petrolera, química, mecánica, eléctrica y de sistemas de control; así
como realizar alianzas con Institutos de Enseñanza Superior, Centros de Investigación y con
compañías operadoras y fabricantes de equipo.
Adicionalmente, conforme a los retos que se presentan en esta tecnología, se está planteando la
realización de proyectos para complementar y mejorar las capacidades en el desarrollo sistemas
submarinos referentes al procesamiento submarino, evaluación de la confiabilidad de los
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equipos submarinos y sistemas de control, sistemas artificiales de producción, aseguramiento de
flujo, y técnicas de inspección, reparación y mantenimiento de equipo, todo esto conforme a las
condiciones ambientales y operacionales aplicables a campos que se desarrollen en México.
También, a mediano plazo se está contemplando el desarrollo de infraestructura experimental
con el objetivo de poder realizar pruebas para estudios de comportamiento de equipo y de
accesorios submarinos.
6. Ductos y Risers
En el ámbito internacional la explotación de hidrocarburos en campos en aguas profundas se ha
incrementado desde mediados de los años 90 y esa tendencia continuará en el futuro próximo.
Actualmente es común que los ductos y risers sean instalados en profundidades de 1000 metros,
habiendo pocos proyectos que han sobrepasado los 2000 metros y se está trabajando en desarrollar
la tecnología para ductos, líneas de flujo y risers en profundidades cercanas a los 3000 metros.
El riser es la tubería por medio de la cual se transporta el hidrocarburo en aguas profundas desde el
lecho marino hasta el Sistema Flotante de Producción (SFP). Pueden ser fabricados con acero al
carbono (tubería rígida) o con tubería flexible, la cual consiste de varias capas de acero y polímeros.
Asimismo, la configuración de los risers puede ser variada; desde una catenaria simple hasta una
tubería vertical unida por medio de conexiones roscadas, o también emplear una torre articulada en
su base y provista con flotador en su extremo. Así, el riser a utilizar se define considerando diversos
factores técnicos entre los cuales se tienen; profundidad, movimientos del SFP, necesidad de
desconexión, requerimientos de mantenimiento de pozos, tipo de árbol (seco o húmedo),
condiciones de operación de presión y temperatura, etc. Asimismo debe considerarse una
evaluación económica de los costos asociados a la fabricación, instalación y operación del riser.
Para explotación en aguas profundas se tienen diversos tipos de risers de producción, los cuales se
pueden clasificar en cuatro grandes grupos; 1) Flexibles, 2) Acero en Catenaria (SCR, por sus siglas
en inglés), 3) Tensionados en su parte superior (TTR, por sus siglas en inglés) y 4) Híbridos.
Los risers flexibles se utilizan principalmente en SFP que presentan grandes movimientos ante la
acción del oleaje, corriente y viento, como pueden ser los FPSOs y Semisumergibles
convencionales. Actualmente, la tecnología para risers flexibles se limita a diámetros internos (DI) de
2” hasta 19”, con temperaturas de operación hasta 130°C. La máxima profundidad a la que se ha
instalado un riser flexible es 1450 m con un DI de 16”. Actualmente se estudian nuevos materiales
para sustituir las capas metálicas por materiales compuestos, para reducir el peso de la tubería e
incrementar su resistencia, lo que permitirá su empleo en profundidades mayores de 2000 m.
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Los SCRs consisten en tramos de tubería rígida unidos por soldadura, proceso desarrollado en la
barcaza durante la instalación. Generalmente tienen una configuración de catenaria simple y se han
empleado en SFP que presentan movimientos moderados como pueden ser las Spars,
Semisumergibles, así como FPSOs localizados en áreas con condiciones metoceánicas moderadas.
En función de la magnitud del movimiento del SFP, la fatiga es el efecto que rige el diseño de este
tipo de riser. Los SCRs han sido instalados en diversos sitios del mundo, siendo la profundidad
máxima de 2438 m en una Semisumergible, en el Golfo de México Norte. Actualmente está en
estudio la instalación de un riser de acero con configuración que combina la catenaria simple con
una curvatura (Lazy wave), en un FPSO para una profundidad de 1780 m, en Brasil.
Los TTRs están compuestos de tramos de tubería rígida unida por medio de conexiones roscadas y
en su parte superior están provistos con un sistema que proporciona la tensión para mantener
vertical al riser. Se utilizan principalmente en SFP con movimiento vertical pequeño, como son las
Spars y TLPs. Los TTRs se han instalado hasta una profundidad máxima de 1706 m en una TLP en
el campo Magnolia, Golfo de México Norte. Actualmente, se investiga la factibilidad de emplear
materiales compuestos para TTR.
Los risers híbridos están integrados por una torre desplantada en lecho marino, la cual llega hasta
una profundidad donde ya no afecta el oleaje, alojándose en la torre la tubería rígida de conducción
la cual es conectada al SFP por medio de tubería flexible. Estos risers se han instalado
principalmente en FPSOs y Semisumergibles, siendo el riser híbrido más profundo a la fecha el
diseñado para el FPSO en el campo Cascade – Chinook, Golfo de México Norte a una profundidad
de 2600 m.
En general los risers tienen un comportamiento estructural dinámico, debido a que son estructuras
muy esbeltas y están sujetos a fuerzas cíclicas producidas por el oleaje, corriente y movimiento del
sistema flotante. En función de lo anterior, los retos técnicos principales en su diseño y construcción
son: Vibración Inducida por Vórtices (VIV) generada por las corrientes marinas, la estimación de la
vida por fatiga considerando los efectos del servicio amargo y la interacción con el suelo en punto de
contacto con éste, así como el monitoreo e inspección de los risers en operación para evaluar su
integridad.
Respecto a los ductos, existen varios tipos con aplicación para campos en aguas profundas. Para
transportar los hidrocarburos de la cabeza del pozo hasta el manifold son utilizados los llamados
jumpers. A partir del manifold, el hidrocarburo se transporta a la plataforma por medio de líneas de
flujo (flowlines), las cuales se conectan con los risers para llevar la producción a los SFP. Las líneas
de flujo son líneas cortas, normalmente menores a 20 km y sus diámetros son menores a 16”. Para
transportar el hidrocarburo hacia otra plataforma o a la costa, son utilizados risers de exportación, los
cuales conectan a la plataforma con ductos (pipeline) en el fondo del mar. Cuando se utilizan
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únicamente sistema de producción submarino, la producción es transportada a una plataforma lejana
o directamente a la costa, por medio de ductos submarinos. Estos ductos tienen grandes longitudes,
hasta 200 km, con diámetros hasta 24”. Los ductos pueden ser de tubería rígida o flexible. Estos dos
tipos de tubería tienen ventajas y desventajas, por ejemplo, la tubería rígida tiene un costo menor,
pero su instalación es lenta y costosa, mientras que la tubería flexible, presenta limitaciones técnicas
en cuanto a diámetro y profundidad, pero su instalación es relativamente simple, rápida y menos
costosa.
La peligros a los que se enfrentan los ductos en aguas profundas son de diversos tipos: suelos
irregulares y bajas temperaturas ambientales, efectos de la carga hidrostática por la profundidad,
condiciones severas de operación por hidrocarburo con temperatura y presión alta (HP/HT, por sus
siglas en inglés) y alta corrosividad.
En lo referente a las profundidades uno de los grandes retos es la instalación. Al fabricarse el ducto
en sitio, son utilizados barcos en donde se transportan los tramos de tubo hasta donde se encuentra
otro barco con el equipo para soldar los tramos y depositar el ducto en el fondo marino. La
instalación puede ser en “S” o en “J”, nombre dado por la configuración que toma la tubería desde el
barco hasta el fondo marino.
Respecto a la superficie del fondo marino, esta puede presentar pendientes muy inclinadas y/o
batimetría muy accidentada, lo cual ocasiona la presencia de claros libres en el ducto generando
grandes deflexiones en el tubo, y por efectos de la corrientes de fondo se puede presentar el
fenómeno de VIV y posible falla por fatiga.
Por otra parte, las condiciones de operación severas como las de HP/HT transmiten grandes cargas
de expansión al ducto, lo que provoca fenómenos indeseables como son el desplazamiento axial o el
pandeo de la tubería, dependiendo de las propiedades del suelo.
En resumen, la tecnología de los ductos y risers para aguas profundas (conceptos, criterios de
análisis y diseño, técnicas de instalación, mantenimiento, inspección y reparación, etc.) está en un
estado de permanente evolución. Lo anterior, debido a que esta tecnología tiene pocos años de
práctica y la industria petrolera está adquiriendo experiencia. Por lo tanto, se deben tomar medidas
apropiadas para asegurar un conveniente control de calidad y operar con un nivel de riesgo
aceptable.
Área Técnica de Ductos y Risers
Considerando las necesidades de la industria petrolera nacional de contar con la tecnología para
explotación de campos en aguas profundas, se estableció un área técnica relacionada con ductos y
risers. El objetivo de este grupo es desarrollar proyectos IDT para adaptar, mejorar y generar
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tecnologías, que ayuden en el proceso de ingeniería, procura, fabricación, construcción, instalación,
prueba, arranque y operación de los sistemas de ductos y risers requeridos para la explotación de
hidrocarburos en aguas profundas.
De acuerdo a los objetivos y expectativas de PEMEX para realizar la explotación de campos en
aguas profundas, se han identificado los siguientes temas a desarrollar en proyectos IDT:
Fatiga en risers, ductos y líneas de flujo por efectos de VIV, movimientos del SFP y
operaciones de paro y arranque del sistema de producción.
Comportamiento estructural de risers, ductos y líneas de flujo debido Alta Presión y Alta
Temperatura, considerando su interacción con el suelo.
Integridad estructural de ductos y risers bajo condiciones de operación.
Para el desarrollo de estos temas IDT por parte del IMP, se requerirá la incorporación de
investigadores en las áreas de mecánica estructural, dinámica estructural e interacción sueloestructura, así como la creación de laboratorios para realizar la calibración de modelos analíticos y
numéricos enfocados al comportamiento estructural, simulando condiciones de cargas equivalentes
a las que estarán sujetos durante su vida útil en aguas profundas.
7. Materiales
Hoy en día, la perspectiva de explotar nuevos yacimientos de hidrocarburos en aguas profundas
representa un gran reto para la industria petrolera nacional debido a que, en estas profundidades,
existen condiciones más severas que las que prevalecen en aguas someras. Esto representa
también nuevos retos a la ingeniería mexicana porque se requiere de la aplicación de nuevas
tecnologías de materiales aún no utilizadas en México. Las propiedades de los materiales y su
comportamiento contra la corrosión, son distintas a las requeridas en aguas someras debido a
aspectos como: la profundidad, la velocidad de las corrientes en el mar, la temperatura,
concentración de oxígeno, el tipo de hidrocarburo, su composición, temperatura y presión, entre
otros.
Conforme al estado de la tecnología utilizada a nivel mundial en la especialidad de materiales y
corrosión, para afrontar los escenarios esperados de explotación de campos en aguas profundas del
territorio nacional, se identificó la problemática y necesidad tecnológica, como se muestra en la
Tabla 1.
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Tabla 1. Problemática y descripción de necesidades tecnológicas en México©.
Problemática
Alta presión/alta temperatura (HP/HT).
Corrosión interna de ductos, equipo
submarino y tanques de
almacenamiento de FPSOs debido a
altas concentraciones de H2S y CO2.
Corrosión microbiológica (MIC) y
crecimiento marino.
Corrosión-erosión
Alta temperatura interna y baja
temperatura externa.
Envejecimiento de polímeros de
tubería flexible y de líneas de amarre.
Soldadura de aceros de alta
resistencia y de aleaciones CRAs para
ductos.
Soldadura de materiales disímiles
(tubería con cladding).
Necesidad Tecnológica
Mapas de degradación para materiales metálicos y no metálicos.
Modelos de corrosión.
Modelos de fatiga-corrosión.
Innovación de materiales.
Estrategias de control de corrosión: Cladding de aleaciones
resistentes a la corrosión (CRA) recubrimiento por soldadura
(overlay), sistemas de protección catódica confiables a largo
plazo, selección de materiales y recubrimientos.
Ductos e internos de equipo submarino:
Control de arena
Modelos de predicción de erosión.
Monitoreo de arena.
Cladding de aleaciones CRAs
Recubrimientos por soldadura (overlay).
Ductos y equipo submarino:
Aislamiento térmico mediante materiales aislantes (espuma, gel),
elementos activos (resistencias eléctricas), sistemas pipe-in-pipe.
Desarrollo o calificación de materiales no metálicos, e. g.
polímeros y compósitos.
Calificación de soldadura e inspección en línea durante el tendido
de líneas.
De acuerdo a la información disponible de las prospectivas de producción en aguas profundas, se
han identificado los siguientes retos tecnológicos en la especialidad de materiales y corrosión:
Explotación de campos de gas y aceite
Pozos sin intervenciones, producción de arena y aseguramiento de flujo
• Control de arena
• Control de la producción de sólidos
• Incrustaciones

Explotación de campos a profundidades mayores de 2000 m
Empleo de sistemas FPSO.
• Materiales más ligeros y resistentes
• Materiales que resistan alta presión y alta temperatura (AP/AT), además de servicio
amargo

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Para coadyuvar a la solución de los retos relacionados con la selección de los materiales y la
corrosión, en el IMP se trabaja en función del Mapa Tecnológico del Área Técnica de Materiales, en
el cual se proponen los proyectos de investigación y desarrollo tecnológico, además de la creación
de un Laboratorio para la Evaluación de Materiales enfocado al soporte técnico y de laboratorio en
las siguientes áreas:
• Desarrollo de tecnologías de materiales.
• Líneas de investigación de las áreas técnicas del programa de desarrollo de campos
en aguas profundas.
• Proyectos de soluciones en zonas regionales.
El Laboratorio de Evaluación de Materiales proporcionará pruebas especializadas de materiales para
aplicación en desarrollos de aguas profundas enfocados principalmente a alta presión/alta
temperatura (AP/AT), servicio amargo y erosión-corrosión.
Del Mapa Tecnológico y en función del análisis tecnológico, se establecen las siguientes áreas de
especialidad y líneas de Investigación del Área Técnica de Materiales orientadas a dar solución a las
necesidades tecnológicas de la Industria Petrolera Nacional en aguas profundas a corto, mediano y
largo plazo:
Erosión/corrosión
Evaluación mecánica de materiales metálicos
Evaluación mecánica y desarrollo de materiales no-metálicos
Bio-corrosión y Bio-ensuciamiento (crecimiento marino)
Corrosión a AP/AT de materiales metálicos
Sistemas para la prevención de la corrosión: recubrimientos y protección catódica
La atención al fenómeno de la corrosión y la selección de los materiales trae consigo múltiples
beneficios, tales como: la extensión de vida útil y la seguridad de las instalaciones durante la
operación, el cumplimiento a diversas regulaciones de salud cada vez más estrictas; la protección al
medio ambiente y la prevención de accidentes, como derrames de hidrocarburos.
8. Equipo sobre Cubierta
La corriente de producción, que se obtiene proveniente de los pozos, para la explotación de campos
en aguas profundas, de manera similar a lo que se tiene en aguas someras, no está completamente
lista para su comercialización, de modo que se requiere un procesamiento primario con sistemas de
proceso y de servicios auxiliares que están instalados en las cubiertas de los sistemas flotantes de
producción, a la serie de equipos que conforma dichos sistemas en cubierta, en el ámbito
internacional, se les denomina los topsides. La sección habitacional y en el caso de existir equipos
de perforación, también se considera parte de los sistemas en cubierta. En el procesamiento de los
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hidrocarburos producidos en aguas profundas, el proceso básico es la separación de sólidos, aceite,
agua y gas, de manera similar a lo requerido en aguas someras y en tierra. No obstante, existen
diferentes restricciones y necesidades de diseño en el caso de instalaciones en plataformas flotantes
que se utilizan en aguas profundas.
Como se mencionó en la Sección de Sistemas Flotantes, existen comercialmente cuatro tipos
principales de sistemas flotantes de producción, TLP, SPAR, Semisumergible y FPSO. De los
cuales, el FPSO es el que tiene mayores efectos de movimiento sobre los equipos de proceso en las
cubiertas y es el tipo de sistema que se ha estudiado más ampliamente en México, en el Instituto
Mexicano del Petróleo, donde se cuenta con un equipo de investigadores y especialistas que han
desarrollado incluso un modelo electrónico tridimensional, basado en las capacidades de diseño de
ingeniería que ya se tiene en disciplinas de tales como Ingeniería de Proceso, Ingeniería Mecánica,
Ingeniería Eléctrica, Ingeniería de Control e Instrumentación, Ingeniería de Telecomunicaciones,
Ingeniería Naval, Ingeniería civil, Ingeniería de Riesgo y Seguridad en Procesos, entre otras.
El estado del arte de los sistemas de proceso y equipos en cubierta de los sistemas flotantes de
producción, a nivel mundial se puede decir que está a buen nivel en la práctica industrial. Sin
embargo, se siguen requiriendo innovaciones, desarrollos tecnológicos e investigación que aborden
las diferencias existentes y las ubicadas en prospectiva entre lo que se requiere de sistemas de
proceso en aguas profundas, que es diferente respecto a las necesidades técnica para la
explotación petrolera en aguas someras.
a.
Diferencias del procesamiento en sistemas flotantes para aguas profundas con respecto a
plataformas fijas y a instalaciones terrestres.
Aquí se hace una breve descripción de las diferencias principales:
 Efecto de movimiento en equipo de procesamiento. Los sistemas flotantes sujetos a
mayores efectos de movimiento son las semisumergibles y de manera aún más intensa, los
FPSO. En este caso, el movimiento de los sistemas flotantes puede tener efectos muy severos
sobre la eficiencia de todos los equipos de procesamiento donde se tenga interface líquido –
gas, como lo son las torres contactoras en procesos de absorción; los separadores líquido – gas
o trifásicos. En el caso de TLP y SPAR, los efectos de movimiento sobre los sistemas de
proceso no son tan apreciables. Un FPSO tiene de manera muy intensa seis (6) grados de
libertad de movimiento, tres (3) rotacionales (movimientos angulares): balanceo “pitch”; cabeceo
“roll” y arfada “yaw”, además de tres (3) desplazamientos (movimientos lineales): asiento o
retraso “surge”; escora o deriva “sway”; sustentación o “heave” en los ejes x, y, z
respectivamente. Se ha reportado, que dichos movimientos afectan el comportamiento del
equipo de proceso, particularmente aquellos que poseen interface líquido – vapor[5][6].
 Limitaciones de espacio y peso. Las limitaciones de espacio y peso en sistemas flotantes, son
mucho más severas que en instalaciones de aguas someras, dado el alto costo del espacio y el
peso a soportar en instalaciones flotantes. Se prefiere utilizar equipo compacto [7],[8].
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 Seguridad y protección al personal. En instalaciones en aguas profundas, a diferencia de
aguas someras en México, donde típicamente un complejo de plataformas puede mantener
separadas distintas plataformas para fines específicos como perforación, producción,
compresión, habitacional, se tienen todas esas operaciones aglutinadas en una sola instalación,
de manera que los procedimientos y requerimientos de confiabilidad, riesgo, seguridad en los
sistemas de proceso y protección al personal, en aguas profundas, son mucho más intensos y
críticos, que en instalaciones de aguas someras.
 Diseño de procesos para toda la vida útil del campo. En las nuevas instalaciones en aguas
profundas se vuelve más severa la visión de diseño de los procesos de manejo de la producción
para toda la vida útil de los campos, para considerar los requerimientos de equipo y procesos
para distintos escenarios de producción, donde varía la cantidad de gas y agua asociada,
además de la presión de producción. Por ejemplo, para la cantidad de agua producida de
diseño, en aguas profundas, no es raro tener valores superiores al 80% de corte, es decir,
donde al final de la vida del campo se producen 20 barriles de aceite por cada 80 de agua
producida, por lo que desde el inicio del diseño deberán considerarse los equipos necesarios
para el manejo del agua producida a lo largo de la vida de explotación. El diseño de procesos
para toda la vida del campo es crítico, debido a que cambios posteriores saldrían incosteables,
en función de las grandes distancias en las que generalmente están los sitios en aguas
profundas y al costo de los servicios requeridos.
 Procesamiento y disposición de gas. La especificación de contenido de agua en el gas, para
evitar la formación de hidratos, generalmente es más estricta en aguas profundas, del orden de
2-3 lb de agua/millón de ft3, dado que el gas puede ser enviado por ducto en ambientes
oceánicos con temperaturas cercanas a los 5 °C y a mayores presiones que en aguas
someras[4], puesto que los ductos deben ir de los sistemas flotantes hacia el lecho marino,
donde son soportados, y luego alcanzar puntos de interconexión. Una fracción del gas debe ser
endulzada, de no contarse con otra fuente de combustible, esto se realiza generalmente con
aminas, el proceso suele ser el mismo en aguas someras que en profundas. Las restricciones
de quema de gas implican opciones complejas de tratamiento y disposición del mismo.
b.
Prospectiva de la ingeniería de Proceso y Equipos sobre Cubierta en México y el mundo.
Los sistemas de proceso y los equipos en cubierta de sistemas flotantes para la explotación de
campos en aguas profundas de los siguientes años estarán siendo sujetos a una atención de
manera aún más intensa de las diferencias que existen entre el procesamiento en plataformas fijas o
en tierra, contra lo que se requiere en sistemas flotantes que antes se mencionaron. Adicionalmente
se prevé que la ingeniería en México y en el mundo, abordará los siguientes aspectos en aguas
profundas:
 Procesamiento de crudos pesados. Se estima que los primeros desarrollos de campos en
aguas profundas de Pemex Exploración y Producción no serán para crudos pesados. Sin
embargo, por las características del petróleo en México, es posible que eventualmente se
requiera la explotación de campos con crudos pesados, lo que en aguas profundas trae
requerimientos especiales relacionados con: la complejidad del procesamiento; el
aseguramiento de flujo y la rentabilidad de los proyectos.
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 Procesamiento submarino. El procesamiento submarino en aguas profundas, aunque puede
utilizarse también en aguas someras, es una necesidad económica debido a la reducción que
puede lograrse con la separación, bombeo y compresión submarinos, tendiente a la eliminación
o ahorro en infraestructura flotante de procesamiento en cubierta. Los sistemas y equipo de
proceso tenderán a aplicaciones en el lecho marino.
 Procesamiento de gas en sitios de aguas profundas. Esto incluye innovaciones en sistemas
de proceso tales como: producción de gas natural licuado (LNG por sus siglas en inglés);
conversión de gas a combustibles líquidos, producción de metanol a bordo de sistemas tipo
FPSO, etc.
En el ámbito nacional, los ingenieros e investigadores deberán tener capacidades tecnológicas y
científicas para:
 Evaluación e Innovaciones en equipo de separación submarina y en sistemas de procesamiento
tanto submarino como en cubierta de sistemas flotantes.
 Simulación y Optimización de Procesos tanto en estado estable como en régimen dinámico.
 Mejoras tecnológicas al procesamiento primario de crudos pesados tanto en sistemas
submarinos como en sistemas flotantes de producción.
 Tecnologías para asegurar la integridad mecánica del equipo de proceso tanto en sistemas
submarinos como en sistemas en cubierta de plataformas flotantes.
La ingeniería en México y en el mundo tiene el reto no solamente de contar con los recursos
económicos necesarios para afrontar tales desafíos, sino igualmente importante, requiere de la
infraestructura humana conformada por cuadros muy amplios no solo en número sino en la calidad
de su preparación de las distintas ingenierías involucradas así como la capacidad para atraer,
retener y promover un ambiente apropiado para la innovación y el desarrollo tecnológico.
9. Control
En la explotación de campos en aguas profundas es requerido el uso de instalaciones submarinas
para la extracción del hidrocarburo. Como parte de estas instalaciones se tiene el sistema submarino
de producción, el cual comúnmente esta conformado por colectores (manifolds), cabezales de
pozos, árboles de válvulas, y equipos asociados a estos, necesarios para la extracción del fluido de
producción (generalmente hidrocarburo y/o gas).
Entre estos equipos asociados, se tiene el sistema de control de producción submarina, cuya función
es operar las válvulas y los estranguladores contenidos en el sistema submarino de producción,
además, de realizar la supervisión, a través de sensores submarinos, de las condiciones de
operación con el fin de asegurar la extracción del fluido de producción sin poner en riesgo la
integridad de las instalaciones submarinas de producción.
Hoy en día, no sólo se busca garantizar la adecuada operación de los sistemas de control de
producción a profundidades mayores (> 300 metros), sino también, se trabaja en procedimientos que
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provean una supervisión y un control automático con el objetivo de optimizar la extracción del fluido
de producción, así como, de disminuir o eliminar la intervención del operador en tareas donde se
ponga en riesgo la integridad del personal y/o de las instalaciones costa afuera de producción.
Tecnología de Sistemas de Control de Producción Submarina.
El desarrollo tecnológico de las distintas alternativas para el control y la supervisión de las
instalaciones submarinas de producción se ha debido principalmente a la necesidad de la extracción
del fluido de producción en condiciones ambientales cada vez más extremas, ubicaciones menos
accesibles y profundidades mayores.
Se puede considerar cada nueva alternativa de sistema de control como una versión mejorada de su
predecesor, esto es, con un principio similar de funcionamiento, adicionando nuevas características
que permitan su adecuada operación en condiciones más adversas. Una breve descripción de las
alternativas de sistema de control de producción submarina con mayor transcendencia en la
explotación en campos en aguas profundas se enumera a continuación:
1. Sistema de Control Hidráulico Directo: La operación del suministro hidráulico en la superficie
es usada directamente con una línea dedicada para cada función en el árbol submarino.
2. Sistema de Control Hidráulico Piloto: Su operación requiere un suministro hidráulico para
operar las válvulas del árbol y una línea adicional de fluido de control por cada válvula piloto. El
fluido de control opera la válvula piloto intermediaria la cual bloquea o permite el suministro
hidráulico que opera la válvula en el árbol submarino.
3. Sistema de Control Hidráulico Secuencial: Con un funcionamiento similar a su antecesor,
este sistema tiene la distintiva que usa válvulas piloto que bloquean o permiten el paso del
suministro hidráulico a la variación de la presión en el suministro de fluido de control a la válvula
en el árbol submarino, esto permite usar (en teoría) una sola línea piloto para activar
secuencialmente el conjunto de válvulas en el árbol submarino.
4. Sistema de Control Electrohidráulico Piloto. Este sistema usa válvulas solenoide las cuales
sustituyen a las válvulas piloto, estas son operadas con una línea de suministro individual. Con
pulsos eléctricos, el actuador de la válvula abre o cierra la compuerta de la válvula solenoide
permitiendo o bloqueando el flujo hidráulico que opera la válvula en el árbol submarino.
5. Sistema de Control Electrohidráulico Multiplexado: En este sistema de control a diferencia
de su antecesor, una sola línea de comunicación en el umbilical es utilizada para enviar y recibir
información entre el equipo submarino y el equipo en superficie. Como su nombre lo dice, la
comunicación se realiza de forma multiplexada, lo cual también admite el uso de sensores.
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6. Sistema de Control Todo Eléctrico: En este sistema se elimina la necesidad de fluido de
control hidráulico sustituyéndola por suministro eléctrico, con el cual se controlan válvulas
solenoides instaladas directamente en el árbol submarino.
La figura 1 muestra un ejemplo de tipología básica de un árbol submarino de producción operado
por un sistema de control electrohidráulico.
Figura 1. Tipología básica de un Árbol
Submarino controlado por un Sistema de
Control Electrohidráulico Multiplexado.
Fuente: Production Control Systems: An
Introduction, Jacek S. Stecki, Department
of Mechanical Engineering, Monash
University, Exploration & Production: The
Oil & Gas Review - 2003 .
Industria de Sistemas de Control de Producción Submarina.
Las instalaciones de producción submarina han probado su confiabilidad en servicio y como su
costo, en términos relativos, ha caído, la industria del petróleo las ha aceptado como una opción
técnicamente viable y competitiva para la explotación de campos en aguas profundas. La figura 2
provee información donde relaciona los distintos fabricantes y la cantidad de sistemas de control de
producción submarina instalados.
30
Figura 2: La gráfica muestra el número de de
sistemas de control de producción submarina
instalados por cada fabricante.
Count of Tree_ID
25
20
Hemisphere
W - S. America
W - N. America
15
E - N. Sea
E - Asia/Pacific
E - Africa/Medit.
10
5
0
ABB (Vetco Gray)
Cameron
FMC Kongsberg
Kvaerner O. P.
Controller_Mfg
(blank) other ??
Fuente: Quest Offshore Resources, Inc.,
Database Reports.
http://www.questoffshore.com/Home/ImageGall
ery/QSDBOverview/
Propuesta para el Área Técnica.
A continuación se hacen los cuestionamientos sobre las necesidades de conocimiento respecto al
comportamiento de equipos submarinos y el diseño de los mismos, tales como:
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¿Cuál alternativa de sistema de control de producción submarina es la más adecuada para la
explotación en aguas profundas mexicanas?
¿Cuál alternativa de sistema de control de producción submarina provee las condiciones de
monitoreo más apropiadas para la explotación de aguas profundas nacionales?
¿Cuál o cuáles fabricantes son los más aptos para el desarrollo del sistema de control de
producción submarina más representativo de las aguas profundas mexicanas?
¿Qué conocimiento requiere el personal de PEMEX para realizar la evaluación y selección del
sistema de control de producción submarina o de componentes entre las alternativas viables?
Indudablemente para poder responder estas preguntas, se requiere de un grado de conocimiento
tanto del sistema de control de producción submarina como de las necesidades del sistema
submarino de producción que se va a supervisar y controlar. En un comienzo se puede proporcionar
una solución rápida en cuanto al costo y disponibilidad del equipo, pero esto no garantiza el éxito del
proyecto debido a factores técnicos y operacionales que requieren ser considerados.
Por otra parte, como se menciona anteriormente, existen distintas alternativas de sistema de control
para producción submarina y diferentes compañías fabricantes, lo cual también genera interrogantes
si existe compatibilidad entre estos equipos y si éstos permiten la conexión de componentes con el
fin de optimizar costos o fungir como una opción de respaldo en caso de falla o sustitución.
En parte, por lo anterior se está conformando, a mediano plazo, a un grupo de expertos en el área
de control y automatización que estén familiarizados con los componentes de cada alternativa de
sistema de control de producción submarina con el fin de desarrollar estrategias integrales de
supervisión y control automático, ya sea en la selección de componentes, como en el desarrollo de
software, que permitan proporcionar a PEMEX una mayor capacidad de interacción con los
proveedores de esta tecnología durante la evaluación, selección, adquisición, operación y
mantenimiento del equipo.
En términos generales, el IMP se prepara para ayudar a PEMEX en la optimización del proceso de
aplicación de tecnología en condiciones propias desde el punto de vista de las condiciones de sitio
como de producción de las aguas profundas mexicanas y lograr así una mejor elección de los
proveedores de tecnología por medio de la evaluación y la selección de las distintas opciones de
sistemas de control de producción submarina y sus componentes utilizando lineamientos en base a
características técnicas de operación y experiencias previas en equipos ya instalados con expertos
en el área.
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10. Riesgo y Confiabilidad
Una labor de máxima relevancia en las actividades de explotación de hidrocarburos en aguas
profundas es la administración del riesgo. En general el análisis de riesgo asociado con las
instalaciones de producción involucra la caracterización probabilista de los peligros, la evaluación de
la probabilidad de falla de los componentes, sub-sistemas y sistemas que conforman una instalación,
y el análisis y cuantificación de las consecuencias asociadas con la falla. En el caso del riesgo
estructural de sistemas flotantes de producción para aguas profundas, así como de risers y líneas
submarinas, existen diferentes peligros que pueden generar fallas estructurales, siendo el principal el
relacionado con los fenómenos naturales. En el Golfo de México, el principal peligro natural es el
debido a huracanes, tormentas, y la circulación oceánica, los cuales generan condiciones de viento,
oleaje y corrientes que demandan una capacidad resistente y desempeño adecuado de las
estructuras.
En las diferentes etapas del proyecto o vida de servicio de los sistemas de producción para aguas
profundas se deben tomar decisiones relacionadas con los niveles aceptables de riesgo y el
establecimiento de filosofías de diseño y operación que permitan una adecuada administración del
riesgo. Por ejemplo, para la planeación, selección y diseño de los sistemas es necesario tomar
decisiones respecto de los factores de seguridad que se deben emplear, de tal manera que
respondan a los niveles aceptables de riesgo del operador o del estado y a las características
propias de los peligros naturales en los ámbitos de explotación. Para la operación de los sistemas es
necesario implementar estrategias de administración de la integridad mediante las cuales se asegure
que las instalaciones operan con niveles adecuados de seguridad. La administración de la integridad
de los sistemas requiere de filosofías de inspección basadas en riesgo, que permitan la detección y
evaluación oportuna de daños y deterioro que afectan la capacidad resistente y el desempeño de los
sistemas, así como de estrategias de mantenimiento que prioricen adecuadamente la prevención o
reparación de daños con base en su impacto en el riesgo y la seguridad de la instalación. En
general, el manejo del riesgo involucra principalmente un adecuado conocimiento de los peligros
(dadas las incertidumbres en el pronóstico a futuro de sus intensidades y frecuencia se recurre a una
caracterización probabilística), metodologías para evaluaciones cuantitativas de los riesgos, criterios
para establecer los niveles aceptables de riesgo, y especificaciones y procesos establecidos en la
regulación o normatividad, como es el caso de la definición de factores de seguridad, de
procedimientos de operación, o la implementación de sistemas de administración de la integridad.
Dos de los aspectos en los que ha habido un avance importante en el estado del arte es en la
definición de las mejores prácticas para los procedimientos de evaluación del riesgo y en la
generación de criterios de aceptación. El Joint Committee on Structural Safety ha emitido
procedimientos y modelos genéricos de evaluación de riesgo en los que se identifican los elementos
constitutivos de un sistema y su interrelación, los peligros a los que están expuestos, los escenarios
y eventos de falla, y los lineamientos para la definición de las consecuencias directas e indirectas de
falla. Las primeras están relacionadas con las consecuencias de falla de los elementos constitutivos
del sistema, mientras que las segundas se refieren a las que resultan de la interacción entre las
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fallas de elementos constitutivos. Este enfoque permite la representación esquemática de los
sistemas mediante modelos jerárquicos adecuados para una evaluación cuantitativa de riesgo
mediante el uso de herramientas como las Redes Probabilísticas Bayesianas (RPB). Las RPB están
constituidas por nodos y por las relaciones de dependencia o de causa-efecto entre ellos. Los nodos
representan variables asociadas con incertidumbre. Esta incertidumbre se representa en las redes
bayesianas asignando probabilidades condicionales para los posibles estados de los nodos dado un
cierto estado de los nodos que los anteceden. La principal ventaja de las RPB es que permiten
representar gráficamente las secuencias de eventos de falla e incluir en el análisis la dependencia
probabilista entre dichos eventos. Mediante la aplicación de técnicas bayesianas, la red permite
evaluar las probabilidades marginales de las variables en cada nodo de la red, así como introducir
evidencias respecto del estado de las variables de algunos nodos y evaluar las correspondientes
consecuencias condicionales de falla. La evaluación de las consecuencias de falla mediante las RPB
se puede fácilmente incorporar en los modelos Costo-Beneficio para el Ciclo de Vida de un sistema
(LCCB, por sus siglas en inglés) para obtener soluciones óptimas que maximicen la relación
beneficio (por ejemplo en términos de seguridad, protección de vidas humanas, protección del medio
ambiente) versus costos (por ejemplo de inversión inicial en construcción o costo de los programas
de inspección o de las políticas de mantenimiento). Las soluciones óptimas que resultan de los
métodos LCCB deben ser revisadas para verificar que los niveles de riesgo que representan son
aceptables para el operador o una sociedad. Un criterio que actualmente se viene empleando para
establecer niveles de riesgo aceptables desde el punto de vista de la protección a la vida humana es
el basado en el Índice de Calidad de Vida (LQI, por sus siglas en inglés). Este índice se define en
términos de la proporción del producto interno bruto que un país o sociedad invierte en seguridad, la
esperanza de vida al nacer, y de los recursos disponibles en una sociedad para el consumo. El
principio basado en el LQI postula que cualquier inversión en reducción del riesgo para protección de
la vida humana debe conducir a un incremento en dicho índice. La aplicación de este principio
permite establecer un criterio para la inversión anual en protección de vidas humanas en función de
la tasa de falla de los sistemas, de donde se deduce un límite aceptable máximo para la probabilidad
de falla de los sistemas.
La administración del riesgo para el diseño y operación de instalaciones en aguas profundas se ha
regulado a través de diferentes documentos de índole normativo. En el caso del diseño la filosofía
consiste en establecer categorías para los componentes de un sistema en función de los riesgos
asociados con su falla. Cada categoría corresponde a un nivel de riesgo y se especifican los índices
de confiabilidad requeridos para el diseño de los componentes de los sistemas. Mediante método de
análisis de confiabilidad se establecen los factores de seguridad que se deben aplicar en el diseño a
fin de cumplir con los niveles de riesgo aceptables. Esta filosofía se encuentra en documentos con
fines normativos y recomendaciones prácticas para aplicación industrial, como es el caso del
Offshore Standard DNV-OS-E301 “Position Mooring” para el diseño de las líneas de amarre de los
sistemas flotantes, el ISO 19904-1 “Monohulls, Semi-submersibles and SPARS” para el diseño de
cascos, o el DNV-RP-E303 “Geothecnical Design and Installation of Suction Anchors in Clay” para
pilotes de succión.
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En México estas filosofías de diseño basadas en la administración del riesgo se encuentran en las
normas de referencia de Petróleos Mexicanos para el diseño de plataformas fijas y ductos marinos.
Los primeros estudios para la generación de dichas normas se efectuaron entre los años 1996 y
1998 para las instalaciones de la Sonda de Campeche a raíz del paso del Huracán Roxana en
octubre de 1995. Los resultados de los estudios permitieron generar la norma de referencia NRF003-PEMEX-2000 para el diseño y evaluación de plataformas fijas y la norma NRF-013-PEMEX2000 para el caso de ductos marinos. Las normas establecen categorías para clasificar las
plataformas y ductos en función de indicadores del nivel de riesgo, tales como el volumen de
producción manejado, o el tipo de fluido y la cercanía a una instalación en el caso de los ductos.
Posteriormente se efectuaron los estudios de riesgo para establecer las especificaciones de diseño y
evaluación para la Región Norte, el campo Lankahuasa y el Activo Litoral de Tabasco. Las normas
de referencia han sido actualizadas en sus ediciones NRF-013-PEMEX-2005 y NRF-003-PEMEX2007 con un alcance ampliado.
En años recientes se han llevado a cabo en el Instituto Mexicano del Petróleo los desarrollos
necesarios para contar con las metodologías para generar normas de diseño de sistemas flotantes
de producción almacenamiento y descarga (FPSO) para aguas profundas. Se cuentan con los
modelos de RPB para el análisis de riesgo estructural de las líneas de amarre, el casco y los risers
flexibles de los sistemas FPSO. Se cuenta también con las metodologías de análisis de confiabilidad
para generar los factores de seguridad de los principales estados límite en el diseño de dichos
componentes, en función de los índices de confiabilidad requeridos y calibrados a las condiciones
ambientales características del Golfo de México. Actualmente se encuentran en ejecución en el
Instituto Mexicano del Petróleo proyectos de desarrollo tecnológico para generar los modelos y
metodologías que permitan evaluar riesgos y calibrar factores de seguridad, con base en análisis de
confiabilidad, para plataformas flotantes tipo Semi-sumergibles y para pilotes de succión, que es el
tipo de cimentación utilizado con mayor frecuencia en aguas profundas.
Para atender los requerimientos del desarrollo de infraestructura para aguas profundas en el
mediano plazo, será necesario dirigir la investigación y desarrollo tecnológico a los métodos de
inspección basada en riesgo para sistemas FPSO y plataformas Semi-sumergibles, así como para
sistemas submarinos de producción. Se deberá incursionar en el desarrollo de modelos de análisis
de riesgo cuantitativo para otros tipos de plataformas flotantes, como es el caso de las de piernas
atirantadas (TLP) y las SPAR. Dado que algunos sistemas utilizan anclas deberán también
generarse las metodologías y procedimientos para establecer los requerimientos y especificaciones
para este tipo de componentes con base en criterios de riesgo y confiabilidad. A largo plazo, se
pueden complementar los métodos para inspección basada en riesgo y generar estrategias de
mantenimiento con el fin de que se incorporen en los sistemas de administración de la integridad
para la operación de sistemas flotantes. Dados los retos que se enfrentarán al incursionar en aguas
ultra-profundas, para las que se desarrollan nuevas configuraciones y se estudia el uso de nuevos
materiales, como es el caso de los risers híbridos, compuestos y de titanio, será necesario generar
métodos apropiados para el análisis confiabilidad de estos sistemas.
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11. Inspección y Mantenimiento
Antecedentes
A fin de que la infraestructura petrolera en aguas someras opere en condiciones de seguridad se
realizan periódicamente actividades de inspección y mantenimiento. La infraestructura que se instale
para la explotación de campos en aguas profundas con mayor razón debe de mantenerse en
condiciones óptimas para una operación segura. En este sentido, actualmente se emplea el
concepto de administración de la integridad que tiene como propósito implementar un plan que
incluya las diferentes actividades necesarias para mantener a las instalaciones en buen estado.
Objetivo del área
El área de inspección y mantenimiento tiene como objetivo realizar proyectos de investigación y
desarrollo tecnológico en temas relacionados con la administración de la integridad de los sistemas
de explotación de campos en aguas profundas para ofrecer el apoyo científico y tecnológico que
Petróleos Mexicanos pueda requerir durante la explotación de estos campos.
Administración de la Integridad
La administración de la integridad considera las actividades necesarias para mantener la integridad
de cada uno de los sistemas de explotación durante la vida de servicio (20+ años). Para ello, es
necesario desarrollar filosofías y planes que incluyan entre otros aspectos, los peligros que atentan
contra la integridad, modos de falla, niveles de riesgo, medidas mitigantes, la estrategia de
administración de la integridad, evaluación de la integridad y reparación de daños o fallas.
La estrategia de la administración de la integridad considera actividades tales como: monitoreo,
inspección, pruebas y análisis, mantenimiento y reparación.
Monitoreo.- Entre las variables que se monitorean
están las siguientes: presión, temperatura,
deformaciones, aceleraciones, giros, desplazamientos,
posición global y cargas. Los sistemas de monitoreo
se componen de sensores, medio de transporte de la
información y equipos electrónicos de adquisición,
procesamiento, presentación y almacenamiento de
datos. Haciendo uso de tecnologías tales como: fibra
óptica, medidores de deformación, celdas de carga, acelerómetros, sistema de posicionamiento
global (GPS), sistemas de video y sistema de medición de protección catódica.
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Inspección.- En términos generales, las inspecciones
pueden ser de dos tipos: inspecciones visuales
e
inspecciones con pruebas no destructivas.
Las inspecciones visuales en aguas profundas se realizan
con vehículos operados remotamente (ROVs), los cuales
portan un sistema de iluminación y cámaras de video. Por
medio de fibra óptica se envían los datos de video al
operador del ROV para interpretación y almacenamiento.
La inspección de defectos internos en los materiales
se realiza empleando técnicas no destructivas tales
como: ultrasónicas, electromagnéticas y radiográficas;
aplicadas por medio de personal especializado, buzos,
ROVs, vehículos submarinos autónomos y diablos
inteligentes.
En el caso de ductos en aguas profundas, la
inspección interna presenta varios retos, entre los
cuales están: a) El tipo de material del ducto. b) La alta presión y alta temperatura. c) Espesores
mayores.
Estas tecnologías son continuamente modificadas o mejoradas para satisfacer las demandas
tecnológicas de la industria.
Pruebas y análisis.- Se realizan pruebas para
determinar el estado de un sistema, por ejemplo,
una prueba hidrostática a un ducto. Asimismo, se
realizan análisis numéricos con herramientas
computacionales haciendo uso de datos del
monitoreo para determinar el estado de los sistemas y detectar oportunamente problemas de
integridad.
Mantenimiento.- Las actividades de mantenimiento pueden ser: sustitución de recubrimientos
anticorrosivos, sustitución de ánodos de sacrificio desgastados, limpieza interior de ductos y
tanques, remoción de crecimiento marino, etc.
A grandes profundidades algunas de estas actividades se realizan con herramientas
especializadas y con el apoyo de ROVs.
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Reparación.- Las reparaciones a grandes profundidades son
realizadas por ROVs empleando sistemas de reparación,
herramientas especializadas y embarcaciones de apoyo. Se
deben definir los procedimientos de reparación, sistemas de
reparación compatibles con las características del ducto dañado,
ROVs necesarios, herramientas especializadas y embarcaciones
de apoyo.
Obtención de las tecnologías
El proceso de adquisición del conocimiento de las tecnologías
mencionadas ha iniciado con la participación en proyectos de
asimilación con poseedores de la tecnología y continuará con el
desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico. Los
proyectos se realizan haciendo uso de la infraestructura propia, así
como la infraestructura de las instituciones participantes. Para lo
antes mencionado, se ha identificado una red nacional e
internacional formada por centros de investigación, universidades,
compañías de servicio y fabricantes; con quienes se pueden establecer convenios de colaboración.
Recursos Humanos
La plantilla de personal actual la integran dos doctores y un ingeniero quienes cuentan con amplia
experiencia en el área de inspección y mantenimiento de los sistemas de explotación en aguas
someras y han participado en proyectos y actividades de asimilación de tecnologías empleadas en
los sistemas de explotación en aguas profundas. Dicha plantilla debe ampliarse de acuerdo con el
crecimiento de la infraestructura petrolera en aguas profundas y con las demandas de soporte
científico y tecnológico de la industria. Por lo tanto, se pretende la contratación de personal con
doctorados afines a esta área, así como la formación de profesionales en programas de posgrado
de instituciones nacionales y extranjeras de reconocido prestigio. Para facilitar este proceso, también
se ha identificado la necesidad de establecer convenios de colaboración con estas instituciones.
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12. Conclusiones.

La visión conjunta IMP-PEMEX de iniciar el proceso de asimilación de tecnología de
sistemas para aguas profundas en el año 1984, ha sido la piedra angular en la obtención de
las capacidades actuales.

La formación de recursos humanos es la base para lograr los objetivos del IMP y PEMEX en
aguas profundas. El Programa de Recursos Humanos, deberá mantenerse
permanentemente para responder en forma oportuna a los retos presentes y futuros.

Debido a la alta complejidad de la explotación de los campos en aguas profundas, la única
forma de superar los retos tecnológicos es a través de la colaboración con otras
instituciones, centros de investigación, compañías fabricantes y prestadoras de servicios,
tanto nacionales como extranjeras.

Para apoyar la estrategia se requiere contar con infraestructura complementaria de
laboratorios especializados para el desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo de
tecnología, así como para la evaluación y selección de equipos y sistemas.

La estrategia establecida y operada en el IMP está alineada a las necesidades de PEMEX.

Por lo que respecta a la incorporación de las compañías mexicanas proveedoras de bienes
de capital y servicios, se deberán aprovechar experiencias de procesos similares en la
explotación de hidrocarburos, a través de alianzas y asociaciones de empresas nacionales
con empresas extranjeras.