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El presente es un documento de trabajo elaborado para el
estudio “Estado del Arte y Prospectiva de la Ingeniería en México
y el Mundo”, realizado por la Academia de Ingeniería de México
con el patrocinio del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología.
La información así como las opiniones y propuestas vertidas en
este documento son responsabilidad exclusiva de los autores.
La Academia y los autores agradecerán las sugerencias y
comentarios de los lectores para mejorar su contenido y las
omisiones en que se haya incurrido en su elaboración.
Estado del Arte y Prospectiva de la Tecnología para la
Explotación de Campos Petroleros en Aguas Profundas
Autores: M.C. Leonel Lara Méndez, Dr. Federico Barranco Cicilia, Dr.
Faustino Pérez Guerrero, Dr. Jaime Núñez Farfán, Dr. Apolinar Albiter
Hernández, Dr. Miguel Angel Rodríguez Toral, M.I. Jaime Del Río
Hernández, Dr. Fermín León Bello, Dr. Hermilo Ramírez León,
Académico, Dr. Ernesto Heredia Zavoni, Académico, Ing. Oscar Valle
Molina, Académico
Septiembre, 2010
CONTENIDO
1. Introducción ............................................................................... 4
a. Zonas de explotación a nivel mundial................................................ 4
b. Desarrollo de proyectos .................................................................. 7
c. Origen de la Tecnología .................................................................. 8
2. Geotecnia .................................................................................... 8
3. Oceanografía y Meteorología ...................................................... 13
4. Sistemas Flotantes ..................................................................... 17
5. Sistemas Submarinos ................................................................. 21
6. Ductos y Risers .......................................................................... 25
7. Materiales .................................................................................. 29
8. Equipo sobre Cubierta ................................................................ 32
9. Control ....................................................................................... 36
10. Riesgo y Confiabilidad ................................................................ 40
11. Inspección y Mantenimiento ...................................................... 44
12. Conclusiones .............................................................................. 48
1. Introducción
La explotación de hidrocarburos a nivel mundial, proveniente de zonas
localizadas en tierra y costa fuera en aguas someras, en las cuales se
tiene el dominio de la tecnología requerida, se encuentra en etapa de
declinación, obligando a los países y compañías operadoras a enfocar
sus esfuerzos a la explotación de campos petroleros localizados en sitios
costa fuera con profundidades mayores a los 500.00 m., regiones que se
denominan como Aguas Profundas, lo cual ha motivado precisamente a
la generación de tecnología para resolver los retos inherentes a los
problemas característicos de estos ámbitos de explotación.
Los problemas que se enfrentan en Aguas Profundas se refieren a
condiciones de alta presión y alta temperatura, suelos de consistencia
blanda, georiesgos de mayor complejidad, corrientes oceanográficas
severas y alta sensibilidad a factores ambientales.
Los retos relacionados a dichos problemas que se enfrentan son el
aseguramiento de flujo desde el pozo hasta las plataformas y sistemas
de producción, la caracterización de los peligros, la planeación, diseño y
ejecución de los trabajos de perforación y terminación de los pozos,
caracterización del comportamiento de los sistemas de producción en las
condiciones particulares de los ámbitos de explotación y la generación
de normas basadas en riesgo y confiabilidad para el diseño y evaluación
de estos sistemas.
a. Zonas de explotación a nivel mundial
Las zonas de explotación de hidrocarburos en aguas profundas a nivel
mundial incluyen aguas territoriales del mar del Norte, India, Indonesia
y el llamado Triangulo de Oro, conformado por el Golfo de México,
Brasil y Oeste de África, que comprende a los países de Brasil, Estados
Unidos de América, Angola, Congo, Nigeria, Guinea Ecuatorial, Costa de
Marfil y Mauritania. Existen adicionalmente zonas con muy alto potencial
de producción de hidrocarburos en aguas profundas, entre las que
destacan por supuesto, la parte Mexicana del Golfo de México, además
de Indonesia, India, Australia y mar mediterráneo. El mapa que se
muestra a continuación contiene las zonas en donde se explotan
hidrocarburos en aguas profundas:
Con información del 2008, se registró un 2.2 % de las reservas
mundiales de petróleo ubicadas en regiones de aguas profundas. No
obstante lo anterior, la tendencia en la explotación de dichos campos a
nivel mundial va en aumento. Entre los años del 2000 al 2007, los
campos en producción ubicados en aguas profundas pasaron de 44 a
157 y tan solo para el Golfo de México, en ese mismo periodo, se pasó
de 32 a 112 campos en producción.
En México, la cuenca de Aguas
Profundas contiene el 56% de 52,300
millones de barriles petróleo crudo
equivalente calculados como recurso
prospectivo nacional:
En los próximos años, PEMEX intensificará sus actividades en sus
trabajos de perforación en aguas profundas, enfocando sus esfuerzos a
los nueve sectores mostrados en la siguiente figura:
La primera producción de
gas proveniente de aguas
profundas en la parte
mexicana del Golfo de
México se estima que
ocurrirá en el año de 2013.
Por otra parte, si los
resultados de las
perforaciones exploratorias
son exitosos, la primera
producción de aceite
ocurrirá probablemente en
el 2015 en la Región Norte.
b. Desarrollo de proyectos
PEMEX aplica la metodología Front End Loading, FEL por sus siglas en
inglés, para el desarrollo de proyectos. Dicha metodología permite
ordenar las actividades de las áreas técnicas de ingeniería involucradas
en los proyectos hasta obtener, conforme se desarrolla el proceso, el
grado de definición suficiente para la ejecución de las obras. La
siguiente figura muestra las etapas del FEL.
Los tiempos para ejecutar el FEL en el desarrollo de un proyecto para
aguas profundas son de 2 a 3 años, dependiendo de la magnitud y la
disponibilidad de recursos:
La visualización FEL-V establece el caso de negocio, asegura su
alineación con los objetivos estratégicos y establece varios escenarios
posibles. Asimismo, se identifican los riesgos principales y las
incertidumbres, obteniendo como resultado el concepto validado.
La etapa de conceptualización FEL-C analiza las opciones de proyectos y
selecciona la mejor de ellas. Se obtiene una mejor precisión de los
estimados de costos y un plan de acción para mitigar los riesgos e
incertidumbres. La opción seleccionada pasa a la etapa de definición.
En la definición FEL-D se detalla el plan de desarrollo y se obtiene la
autorización de fondos para su ejecución. El final del proceso FEL da
como resultado un proyecto definido que pasa a la etapa de ejecución;
esta etapa está conformada por la Ingeniería de Detalle, la Construcción
y la Puesta en Marcha.
Las áreas técnicas involucradas en el desarrollo de un proyecto siguen
las mismas etapas del proceso FEL, realizando sus actividades
específicas e intercambiando información con sus interfaces, donde por
lo general, se aplican técnicas de ingeniería concurrente.
c. Origen de la Tecnología
Es importante resaltar que la tecnología para la explotación de campos
en aguas profundas fue desarrollada originalmente por Compañías
Operadoras, sin embargo en la actualidad está siendo desarrollada
principalmente por las compañías proveedoras, por lo que la explotación
de los hidrocarburos en las diferentes regiones del mundo, exige
generar las capacidades para su evaluación, selección, adecuación,
desarrollo y operación, considerando las condiciones propias de cada
región.
El IMP con el apoyo de PEMEX, inició en 1984 el proceso de asimilación
de tecnologías y formación de recursos humanos para la explotación de
campos en aguas profundas, lo cual fue la simiente del actual programa
de investigación para el desarrollo de campos en aguas profundas que
inició su operación en el año 2003.
Para el logro de las capacidades mencionadas, se ha planteado se
enfoquen a las siguientes áreas:
Caracterización de los peligros naturales y de los hidrocarburos
Caracterización del comportamiento de los equipos y sistemas
Establecimiento del riesgo y la confiabilidad de los equipos y
sistemas
En las cuales participan once áreas técnicas, de las que a continuación
se presenta la problemática existente, así como la forma en la cual se
ha venido resolviendo a nivel internacional, presentándose un
planteamiento general de solución en nuestro país.
2. Geotecnia
La explotación de campos en aguas profundas requiere de nuevos
sistemas de explotación. En la actualidad las tradicionales plataformas
fijas apoyadas directamente sobre el fondo marino son inviables debido
a los grandes tirantes de agua de más de 500 m., ya la profundidad
máxima de aplicación es de 350.00 m. por lo que se han desarrollado
sistemas flotantes para la producción y almacenamiento de
hidrocarburos, que se fijan al fondo marino a través de líneas de amarre
y anclas. En otros casos, dependiendo de la distancia que exista de la
zona de explotación a la costa, la producción se puede enviar
directamente a tierra a través de tuberías, desde los sistemas
submarinos de producción. Sin embargo cabe señalar que en la mayoría
de los casos, la explotación se lleva a cabo combinando los sistemas
submarinos con los flotantes, desde los cuales se puede enviar la
producción a los centros de exportación o de procesamiento, utilizando
los ductos marinos o a través de buques tanque.
En cualquiera de los casos, el conocimiento de las propiedades de los
suelos marinos en aguas profundas es esencial para el diseño correcto y
la construcción de los sistemas de cimentación y de anclaje; los cuales
pueden ser: pilotes de succión (fig. 3 a), anclas de placa, anclas de
arrastre (fig. 3 c), placas con faldones, pilotes tradicionales o pilotes
torpedo (fig. 3 b). Por otra parte, la caracterización de los suelos también
es esencial para seleccionar las rutas de las tuberías evitando los
georiesgos existentes, su interacción con el suelo para problemas de
pandeo por presión y temperatura y la interacción en el punto de
contacto entre los ductos ascendentes (risers), que conducen la
producción del fondo marino a los sistemas flotantes y el fondo marino.
Una gran parte del riesgo comercial y operacional implicado en los
trabajos de explotación de campos en aguas profundas se relaciona con
las incertidumbres sobre las características de los suelos en el sitio. Este
aspecto se evidencia con las condiciones mucho más severas que se
encuentran en los sitios en aguas profundas con respecto a los sitios en
aguas someras, en donde existen más y georiesgos más severos.
Problemática
Los sitios en aguas profundas se encuentran normalmente localizados en
el talud continental, en áreas con grandes estratos sedimentarios. En
estas áreas el lecho marino se caracteriza por una pendiente de
inclinación promedio baja (típicamente menor de 4º), pero en muchas
localizaciones se encuentran escarpes muy empinados generados por
deslizamientos de taludes previos.
Las fallas activas y el diapirismo alteran la topografía del fondo marino a
escala regional como es el caso en el escarpe de Sigsbee y el talud de
diapiros de Campeche. En estos casos la topografía es muy irregular lo
que propicia la presencia de riesgos geológicos o georiesgos.
Un riesgo geológico puede ser definido como “un rasgo geológico, el cual
representa o tiene el potencial para desarrollar un daño incontrolado” a
cualquier tipo de instalación (líneas de tubería, cimentaciones de
plataformas, sistemas de anclaje, etc.) o para impedir el curso normal
de las operaciones de perforación.
Los principales georiesgos que se presentan en aguas profundas son los
siguientes:
1. Taludes potencialmente inestables.
2. Topografía rocosa irregular, la cual representa dificultad para el
asentamiento de cimentaciones.
3. Fallas activas y vertientes de hasta 60m de altura.
4. Presencia de fluidos en los suelos que pueden ser, agua, hidratos de
gas o hidratos de metano que reducen la fuerza al cortante del suelo
y afectan a la capacidad de carga.
5. Erosión del fondo marino, producto de corrientes submarinas
profundas.
6. Sismicidad que puede disparar el deslizamiento de taludes.
7. Condiciones de suelo, que van desde los no consolidados, hasta
rocosos.
Para conocer y caracterizar los sitios en aguas profundas es necesario
conocer los procesos geológicos que tienen o han tenido lugar en él. Por
ejemplo, para saber si un talud es inestable, debemos de estudiar si han
existido desplazamientos en el pasado, la frecuencia con que se han
producido y los posibles mecanismos que dispararon dicho
deslizamiento.
Para realizar dicha tarea se requiere realizar un “estudio integral” que
involucre la participación de un equipo de geólogos, geofísicos y
geotecnistas.
Debido al gran costo que tiene la exploración de un sitio en aguas
profundas, ésta se realiza a través de etapas sucesivas. La planeación
de cada etapa se basa en los descubrimientos de la anterior, con el fin
de optimizar los alcances de los trabajos. La exploración geotécnica
considera muchos factores incluyendo la uniformidad vertical y
horizontal de los suelos, su historia geológica, la dimensión de la
estructura propuesta y el concepto de diseño.
Es importante que los componentes geofísicos y geotécnicos sean
planeados en forma conjunta como partes de la misma exploración. La
secuencia de la programación de los trabajos de exploración debe ser:
Estudio de gabinete, en el cual se recolecta y evalúa toda la
información relevante para el sitio. También se realiza en esta etapa
el reprocesamiento de la geofísica de exploración de forma a
visualizar el fondo marino y los principales rasgos geológicos de la
zona.
Exploración geofísica para establecer la batimetría, identificar y
localizar rasgos significativos del fondo marino, obstrucciones y
peligros, determinación de la geometría de los estratos subyacentes
(grueso, profundidad), extrapolación de datos geotécnicos locales a
lo largo y ancho de todo el sitio.
Exploración geotécnica, la cual tendrá dos objetivos principales: a)
determinar los parámetros para el diseño de las cimentaciones, b)
ayudar a la geofísica y geología a la evaluación de los georiesgos en
caso de existir.
Los trabajos de exploración geofísica para aguas profundas han
promovido el desarrollo de nuevas tecnologías en los últimos años, por
ejemplo: los vehículos autónomos AUV (Autonomous Underwater
Vehicule ver fig.1) capaces de explorar sitios hasta en tirantes de agua
de 3000 m. La exploración geotécnia en aguas profundas también ha
sido un fuerte promotor de desarrollo de tecnología mejorando el equipo
para recuperación de muestras y desarrollando nuevo equipo para
pruebas in situ de suelos muy blandos (penetrómetros de flujo completo
ver fig.2).
Figura 1. Vehículo Autónomo (AUV) Figura 2. Penetrómetros de flujo completo.
El estudio del comportamiento de los suelos debe de realizarse tomando
en cuenta el tipo de problema geotécnico que se pretende analizar,
tratando de reproducir las condiciones reales a las que se verá sujeto el
suelo a través de la cimentación. Por ejemplo, los pilotes de succión (fig.
3 a), deben considerar el cálculo de la resistencia de penetración de los
faldones y su resistencia al corte en forma anisotrópica; incluso
dependiendo del mecanismo bajo el cual puede fallar una cimentación
debe tomarse en cuenta; de esta forma para una misma cimentación se
deben de realizar diferentes tipos de prueba, con la finalidad de cubrir
todos los escenarios de falla posibles. Para el caso de las tuberías y
risers, se requiere determinar parámetros de los suelos más
superficiales.
a). b).
c).
Figura 3. a) Pilotes de succión b) Pilotes torpedo c) Anclas de arrastre
Para el caso de georiesgos también se requiere conocer la resistencia al
corte de los suelos y para ello se deberán diseñarse las pruebas que
mejor representen el fenómeno a estudiar, por ejemplo, si se requiere
conocer la resistencia al corte para evaluar la estabilidad de un talud
deberá de probarse el suelo ante condiciones inalteradas y alteradas
considerando el efecto de la presión de poro intersticial.
Prospectiva
Cabe resaltar que los retos en esta Área Técnica, consisten en la
caracterización de los suelos en las nuevas regiones de explotación,
para lo cual es necesario complementar las capacidades a enfocadas a la
solución de los problemas que se tienen identificados en otras regiones
con problemáticas similares, para lo cual se ha establecido como base el
acelerar este proceso a través de la colaboración con centros de
investigación tanto nacionales como del extranjero en los cuales se
tengan capacidades y experiencias en los temas de interés.
3. Oceanografía y Meteorología
Desarrolla y implementa la tecnología para comprender la
fenomenología metoceánica, su interrelación, magnitud, ocurrencia,
periodicidad, estados extraordinarios; tanto en escala global como local.
El conocimiento de estos fenómenos es de interés para el diseño,
operación y funcionamiento, de los sistemas de explotación.
Oceanografía
Circulación oceánica
Diversos grupos en el mundo estudian la circulación de los océanos
utilizando diferentes técnicas o artificios científicos, con diferentes
propósitos. Una de las técnicas más socorridas es el uso de modelos
numéricos de circulación, por las diferentes ventajas que ofrecen en la
representación global de un ecosistema y en la reducción de
incertidumbres que ofrecen, sobre todo cuando son debidamente
validados y calibrados con mediciones experimentales u observaciones
satelitales. En particular en el Golfo de México existen principalmente
cuatro modelos de vanguardia, que son aprobados por la comunidad
oceánica mundial: OPA, NCOM, ROMS y el HYCOM. Estos modelos se
han implementando en el CICESE y la UNAM, con el objetivo de conocer
la fenomenología de los procesos metoceánicos su incidencia y
ocurrencia, así como sus efectos a la industria del petróleo.
Fenomenología de los procesos de circulación a gran escala
En el IMP, se ha implementando el HYCOM, con el objetivo de disponer
de un modelo de vanguardia y poder generar estudios de corrientes
particulares de interés para la industria del petróleo, como lo son
corrientes estacionales, fenómenos de circulación de mesoescala
(corriente de Lazo; formación y desprendimiento del remolino
anticiclónico; fraccionamiento y evolución de remolinos ciclónicos y
anticiclónicos; confluencias y surgencias), además de la generación de
campos de velocidad, temperatura y salinidad en dos y tres
dimensiones, variaciones de la superficie libre, entre otros fenómenos.
Oleaje
La modelación del oleaje es un arte que contiene dos grandes aspectos
del conocimiento humano: la teoría y la aplicación práctica. En la
aplicación práctica que constituye la modelación del oleaje, el hecho que
dos de los modelos, WAM y WAVEWATCH, en operación en dos de los
más prominentes centros meteorológicos utilizan diferentes enfoques
del problema de modelación es en sí mismo una indicación que una sola
y buena solución todavía no a sido aceptada. Por ejemplo, el término
fuente de la disipación de la energía por el rompimiento del oleaje en la
modelo WAM es en esencia opuesto al término de disipación de la
energía del modelo WAVEWATCH en donde la disipación de la energía
debida al rompimiento del oleaje está dividida en disipación de olas de
baja y alta frecuencia. Actualmente la investigación en la modelación de
olas está enfocada en seis grandes áreas: 1) Modelado de interacciones
no-lineales de cuatro olas en modelos espectrales discretos, 2)
Disipación espectral en aguas profundas, 3) Interacciones no lineales de
olas en aguas someras, 4) Disipación inducida por el fondo, 5)
Propagación de olas y 6) Resolución y métodos numéricos. En este
momento, en el IMP se cuenta con la capacidad de hacer simulaciones
del oleaje con el modelo WAM y en el corto plazo con el modelo
WAVEWATCH.
Meteorología
Por medio de un modelo meteorológico es posible conocer o simular la
dinámica atmosférica a través de la descripción tridimensional de los
campos de viento, temperatura, humedad, presión, y obtener otras
variables de interés que están en función de estos campos. Los modelos
meteorológicos fueron desarrollados originalmente como herramienta de
ayuda para el pronóstico meteorológico operativo y posteriormente se
han utilizado para generar las variables meteorológicas de entrada,
requeridas para otras aplicaciones tales como calidad del aire,
aplicaciones de ingeniería o como datos de entrada para de oleaje o
circulación. En la actualidad existe una amplia variedad de modelos
numéricos en uso en todo el mundo desarrollados por diferentes centros
de investigación y entidades gubernamentales, muchas veces con
objetivos precisos.
En México el modelo más utilizado en pronóstico meteorológico ha sido
el MM5, ya que es el que el Servicio Meteorológico Nacional tiene
implementado. En el IMP se ha utilizado el RAMS para diferentes
estudios de modelación meteorológica y calidad del aire y actualmente
se están realizando pruebas para utilizarlo en la simulación de nortes
para todo el Golfo de México, para obtener parámetros metoceánicos
para utilizarse en proyectos de ingeniería
.
Por otro lado en el IMP se están implementando los modelos de
modelación WRF y su versión para huracanes, HWRF (desarrollados por
el NWS y NCEP) en la parte mexicana del Golfo de México, con la
finalidad de obtener datos meteorológicos que se utilizarán como datos
de entrada en los modelos de oleaje y circulación oceanográfica, para
obtener parámetros metoceánicos de diseño para aplicaciones de
ingeniería.
Simulación del frente frío
número 4, del 23 de
octubre de 2007,
utilizando el modelo
RAMS.
Medición experimental
El pleno conocimiento de los procesos físicos en el Golfo de México es
aún una asignatura pendiente para poder mejorar el conocimiento de los
fenómenos físicos y para calibrar los modelos numéricos. Por esta razón
es necesario contar con información de los parámetros físico-químicos
que interactúan en la naturaleza y que es deseable medir en conjunto.
En México diferentes Instituciones Gubernamentales y de Investigación
han realizado campañas oceanográficas en sitios y objetivos diferentes.
En el 2005 el IMP instaló el primer anclaje a 1,500m de profundidad
incursionando en aguas profundas en la parte mexicana del Golfo de
México, frente a la desembocadura del río Tuxpan, Veracruz a bordo del
Barco Justo Sierra de la UNAM, con un arreglo de sensores a lo largo de
la columna de agua para medir velocidades de corriente, así mismo,
también se realizaron mediciones in-situ de los parámetros físico-
químicos con el equipo CTD en 4 transectos ubicados
perpendicularmente a la línea de la costa cubriendo profundidades
desde 50m hasta 2500m.
-98.0° -97.0° -96.0° -95.0° -94.0° -93.0° -92.0° -91.0° -90.0°
LONGITUD
17.0°
18.0°
19.0°
20.0°
21.0°
22.0°
23.0°
24.0°
25.0°
26.0°
LA
TIT
UD
NOAA-42055
PEMEX-1
ARENQUE-B
LANKAHUASA
ZAAP-D
PERDIDO
LANKAHUASA
LAMPREA
COATZACOALCOSPROFUNDO
CAMPECHEPROFUNDO
CAMPECHESHELF
AF-1
AF-2
AF-3
AF-4
AF-5
AF-6
AM-1
AM-2
AF-1 Anclaje Fijo No. 1
AM-1 Anclaje Movil No. 1
PROFUNDIDAD ANCLAJES
BOYA METOCEANICA
-3500 to -2000
-2000 to -1500
-1500 to -500
-500 to -130
-130 to -129.9
Ubicación del
anclaje
Perfil de
temperatura
Perfil de
velocidades
Red de monitoreo de
PEMEX
Como resultado de estas mediciones, PEMEX implementa un proyecto de
gran visión con la finalidad de construir una red de monitoreo de
variables meteorológicas y oceanográficas en toda la zona mexicana del
Golfo de México. Los primeros resultados de estas ediciones ya se han
procesado para su aplicación a la planeación y establecimiento de los
riesgos para determinar los parámetros de diseño y evaluación de los
sistemas de producción.
Hidrodinámica
La hidrodinámica marina es el estudio del flujo de la masa oceánica
sobre estructuras inmersas parcial o totalmente en ella. De forma
similar la aerodinámica estudia el flujo del viento sobre la parte de las
estructuras no sumergidas y por simplicidad agrupamos ambos en el
término hidrodinámica. La hidrodinámica se basa en la mecánica clásica
y por esto tiene límites en el conocimiento. La limitante principal es la
imposibilidad de conocer el flujo real en todo un dominio de cálculo
debido a los efectos combinados de tres fuerzas fundamentales cuyas
escalas son incompatibles: la viscosidad, la inercia y la gravedad.
Tomando esto en cuenta la hidrodinámica aplicada a la industria del
petróleo hace uso de formulaciones semi-empíricas. Se aplican
ecuaciones basadas en teoría potencial (simplificación de la mecánica de
fluidos) y considera las fuerzas fundamentales antes mencionadas
mediante coeficientes empíricos hidrodinámicos para estimar las cargas
sobre los sistemas de explotación.
Actualmente en el Área Técnica se ha ganado experiencia en la
utilización de códigos de teoría potencial SESAM y tipo CDF: Fluent,
Abaqus Cell y OpenFoam, pero se siguen explorando otras capacidades
a nivel mundial.
Resultado de
SESAM
(potencial)
Resultado de
Abaqus cell
(CFD)
Resultado de
OpenFoam (CFD)
Resultado de
Fluent (CFD)
4. Sistemas Flotantes
Ante el decaimiento de la producción de hidrocarburos proveniente de
yacimientos localizados en tierra, durante las décadas pasadas fue
necesario incursionar en el mar para la búsqueda de nuevos campos
petroleros, donde para apoyar las actividades de explotación en un inicio
se usaron plataformas marinas fijas; sin embargo, ante el incremento en
la demanda de los hidrocarburos se tuvo que avanzar cada vez más a
mayores profundidades. Debido a que la factibilidad técnico-económica
de aplicación de los conceptos de plataformas marinas existentes las
hacía inviables en tirantes de agua mayores a 350 m, se tuvo la
necesidad de generar nuevas tecnologías para el desarrollo de los
campos petroleros en aguas profundas. Entre estas tecnologías se
tienen los Sistemas Flotantes de Producción (SFP).
Dentro de los sistemas flotantes se encuentran los buques de
producción, almacenamiento y descarga (FPSO, del inglés Floating
Production, Storage and Offloading), las plataformas semisumergibles
PSS), las plataformas de piernas atirantadas (TLP, del inglés Tension
Leg Platform) y las plataformas Spars. Estos sistemas son mostrados en
la Figura 4.1. Los sistemas flotantes han permitido la explotación de
yacimientos en tirantes de agua ultra profundas, siendo el récord actual
el FPSO Pioneer instalado en este año en un tirante de 2,600 m en la
parte estadounidense del Golfo de México (Golfo de México).
Figura 4.1- Plataforma fija vs Sistemas flotantes de producción tipo:
FPSO, PSS, Spar y TLP (www.modec.com).
Debido a las características de algunos conceptos, los SF tipo FPSO y las
PSS se han aplicado en el desarrollo de campos en aguas someras
(menores a 100m), teniendo por ejemplo el caso del FPSO Yúum K’ak’
Nàab (85 m de tirante) y el FSO Ta’kuntah (75 m de tirante) en la
Sonda de Campeche. En el mundo también se tienen estructuras de este
tipo en rangos similares de profundidad. Cabe mencionar que las PSS
son el concepto más usado en el mundo, no solamente para actividades
de producción sino también para la perforación de pozos y para servicios
de apoyo, como para el alojamiento temporal de personal operativo
(flotel). En el caso de las PSS de producción se tiene su uso en tirantes
de agua desde 79.85 m (PSS Janice, UK) hasta 2,415 m (PSS
Independence Hub, Golfo de México -USA).
En el caso de las TLPs se tiene su aplicabilidad en tirantes de agua
desde 147 m (TLP Hutton en Noruega) hasta 1,425 m (TLP Magnolia en
el Golfo de México-USA). En el caso de las Spars, debido a las
dimensiones del casco de flotación, su aplicabilidad es en tirantes de
agua mayores a los 500 m teniendo a la Neptuno en 588 m y el récord
actual de la plataforma Perdido (2,383 m), ambas en la porción
americana del Golfo de México.
Funcionalidad
Los FPSO son una de las opciones más usadas en el desarrollo de
campos por ser el único concepto que permite el almacenamiento del
aceite procesado, exportando su producción a la costa a través de
buques tanque, por lo que es una alternativa para el desarrollo de
campos distante de la costa así como para cuando no existe
infraestructura marina para la exportación del hidrocarburo como son
los ductos submarinos.
En el caso de las plataformas TLP y Spars, estos conceptos son usados
en algunos campos para efectuar actividades tanto de perforación como
de producción al mismo tiempo, debido a que tienen la característica de
presentar movimientos verticales mínimos que permiten el uso de
árboles superficiales o secos. Sin embargo, en el caso de la TLP se
tienen limitaciones de aplicabilidad en tirantes mayores a 1,500 m
debido a su sistema de anclaje al fondo marino (tendones). No así el
caso de las plataformas PSS, FPSO y Spar cuyos récords de profundidad
están entre 2,400 a 2,600 metros.
Componentes principales
Los SF cuentan con un casco de flotación, cubiertas para la instalación
del equipo de producción y servicios, así como con los risers (ductos
ascendentes para la conducción de hidrocarburos) y el sistema de
anclaje al fondo marino. El casco de flotación debe ser lo
suficientemente grande para poder soportar las cargas propias de la
plataforma, incluyendo el peso de los fluidos procesados y almacenados.
El sistema de amarre es el encargado de mantener en el local de
operación al cuerpo flotante y debe ser dimensionado para limitar los
movimientos de la embarcación y salvaguardar la integridad del sistema
de risers, por lo que debe ser diseñado para soportar cargas extremas
como huracanes y además tomar en cuenta los limites operacionales de
los risers.
Comportamiento Estructural-Naval
Las estructuras flotantes presentan un comportamiento flexible ante las
cargas ambientales, por lo que como reacción presentan fuerzas de
restauración principalmente debido al sistema de anclaje. Estas cargas
son principalmente debidas al oleaje y viento; como fuerzas dinámicas,
y corrientes y mareas como fuerzas estáticas. Debido a que estas
estructuras son artefactos navales se debe evaluar tanto su
comportamiento naval como el estructural.
A pesar del avance de la tecnología en el desarrollo de herramientas
computacionales y metodologías de análisis, no es posible representar
numéricamente el comportamiento real de los SF debido a los efectos no
lineales de alto orden. Por tal motivo, el análisis de su respuesta ante
acciones oceanográficas y meteorológicas se debe complementar con
pruebas en laboratorio, principalmente para la evaluación del
comportamiento naval, que permitan posteriormente calibrar los
modelos numéricos.
Estado de la Ingeniería Nacional de SF
En este caso, a través del Área Técnica de Sistemas Flotantes del
Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas del Instituto
Mexicano del Petróleo (IMP) se identificó a los sistemas flotantes tipo
FPSO como una de las tecnologías con aplicación promisoria para la
producción de hidrocarburos en México y efectuó la asimilación de
metodologías para Ingeniería de diseño básico de un FPSO en los años
2007-2008.
Con base en las tecnologías asimiladas se cuenta con las capacidades
para llevar a cabo específicamente para el caso de los FPSO en aguas
profundas la asistencia técnica en la licitación de proyectos, ingeniería
de diseño básico y la asistencia técnica durante la ingeniería, procura,
construcción, instalación y arranque.
Prospectiva a mediano y largo plazo
Dentro de las necesidades de PEMEX, el Área Técnica de Sistemas
Flotantes del Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas
del IMP ha identificado las líneas de desarrollo a futuro para
complementar cada vez más las capacidades tecnológicas requeridas.
De acuerdo a estas necesidades, el IMP cuenta actualmente con las
capacidades para apoyar a PEMEX en la ingeniería de sistemas tipo
FPSO, y en mediano plazo se contarán con las capacidades técnicas para
los otros 3 tipos de conceptos (PSS, TLP y Spar). Dentro de las líneas de
investigación se tiene contemplado continuar con el estudio del
comportamiento de los principales componentes estructurales y en un
futuro optimizar los mismos, considerando en ambos casos las
condiciones típicas de la parte mexicana del Golfo de México. Por otro
lado, es importante mencionar que también se considera el
fortalecimiento del IMP a través de la formación de personal del IMP en
universidades extranjeras así como la contratación de personal
altamente calificado. De esta forma, el IMP podrá continuar apoyando a
PEMEX en el nuevo horizonte de la explotación de campos en aguas
profundas y ultraprofundas.
5. Sistemas Submarinos
Las grandes compañías operadoras a nivel mundial han incursionado
en el ambiente de exploración y explotación de hidrocarburos en
aguas profundas en los últimos años, motivadas por la reducción de
las reservas de hidrocarburos probadas a nivel mundial, esto no ha
sido la excepción para nuestro país, donde también se han iniciado
estudios prospectivos en el Golfo de México.
Los pronósticos de explotación de hidrocarburos durante los años
venideros indican invariablemente que una fuente de extracción de
hidrocarburos se encuentra en tirantes de agua mayores a los 500
metros, por lo que para el desarrollo de estos campos se requiere de
implementar infraestructura submarina.
Esta infraestructura denominada como sistemas submarinos de
producción se define de manera general como el conjunto de
equipos, líneas y accesorios, instalados sobre el lecho marino, que
permiten la explotación de hidrocarburos en campos ubicados en
aguas profundas o ultraprofundas; y que generalmente,
complementan un sistema superficial de producción como son las
plataformas fijas, sistemas flotantes e instalaciones de producción en
tierra (ver Figura 1). Su objetivo es recolectar, procesar, transportar
y controlar la producción de los hidrocarburos hacia las instalaciones
superficiales (flotantes o en tierra).
Figura 1. Ejemplo de sistemas submarinos de producción (Cortesía de Cameron).
Específicamente los sistemas submarinos de producción están
integrados principalmente por equipos como árboles, manifolds,
unidades de terminación, equipo de procesamiento submarino,
estranguladores, líneas de flujo y sistemas de conexión, umbilicales y
sistemas de control y monitoreo.
Si no fuera suficiente la presión del yacimiento para hacer llegar los
hidrocarburos a la cabeza del pozo o al centro de proceso en
superficie, puede ser que dentro del pozo, sea necesario implementar
algún sistema de levantamiento artificial para lograr este objetivo. En
estos casos, pudieran aplicar un sistema de levantamiento por gas
(bombeo neumático) o bien un sistema de bombeo
electrosumergible.
Los aspectos generales más importantes que se deben considerar en
el diseño de un sistema submarino de producción son:
• Características del yacimiento y fluidos producidos
• Datos de perforación y terminación de pozos
• Estudios de aseguramiento de flujo
• Estrategias de desarrollo de campos
• Condiciones ambientales y del suelo marino
• Filosofías de operación e instalación del equipo submarino
Los sistemas de producción submarinos no permanecen estáticos a lo
largo del curso de su vida productiva, la presión del yacimiento
declina, la composición de los fluidos cambia, con el agotamiento del
yacimiento la producción de agua aumenta y aparecen los efectos de
la corrosión. Desde la formación productora y hasta el separador, la
compañía operadora debe planear los cambios necesarios. Las
mejoras y modificaciones de las instalaciones son en general más
difíciles y costosas en los campos submarinos; por lo tanto, la
compañía debe prever la menor cantidad de cambios una vez puesto
en operación el sistema submarino de producción.
Actualmente en el mundo se tienen aproximadamente 1,668
sistemas submarinos en un tirante de agua mayor a los 300 metros
de profundidad.
El record actual de tirante de agua y de instalación de un árbol
submarino para aceite lo tiene el Golfo de México, en el campo
Perdido-Silvertip de Shell a 2,852 metros; mientras que para gas
está a 2,748 metros, también en el Golfo de México en el campo
Cheyenne de Anadarko.
Respecto al record de distancia entre el sistema submarino y el
centro de proceso en superficie ya sea flotante o en tierra, para el
aceite pertenece al campo Penguin A-E de Shell en el Mar del Norte
con una distancia de 69.8 km en 175 metros de tirante de agua. Para
gas lo tiene el campo Snohvit de Statoil en Noruega con una
distancia de 143 km en 345 metros de tirante de agua.
Referente al procesamiento submarino, el bombeo multifásico y
separación submarinos son tecnologías disponibles comercialmente.
El bombeo multifásico submarino cuenta con un rango de operación
para un tirante de agua de 1,700 metros y una distancia de 29 km, y
la separación submarina cubre un rango de operación para un tirante
de 435 metros y una distancia de 1.7 km. Con lo que respecta a la
compresión submarina se encuentra en pruebas de calificación del
2009 al 2011 para un tirante de agua de 1,100 metros y una
distancia de 120 km.
Estos alcances son indicativos de que los sistemas submarinos han
logrado un avance significativo para proporcionar soluciones
tecnológicas innovadoras para la explotación de los hidrocarburos de
una manera segura y eficiente, sin embargo, por los severos
ambientes de trabajo y de operación presentes, y por la magnitud de
la inversión necesaria para el manejo y procesamiento de los
hidrocarburos, se presentan nuevos retos de ingeniería tales como:
• Ampliar el rango de operación del procesamiento submarino
(bombeo multifásico, compresión y separación).
• Equipo submarino para alta presión y alta temperatura.
• Aplicación de técnicas para calcular la confiabilidad de los equipos
submarinos y sistemas de control submarino.
• Sistema de control todo eléctrico, para reducir tiempos de
respuesta de los equipos.
• Suministro de energía a los equipos submarinos.
• La correcta caracterización de hidrocarburos pesados.
• Desarrollo de metodologías para la identificación y mitigación
integral de obstrucciones al flujo tales como hidratos, asfáltenos y
parafinas (tipo de obstrucción, posición y magnitud).
• Monitoreo a tiempo real para dar solución a problemas de
aseguramiento de flujo.
En busca de cerrar las brechas tecnológicas en sistemas submarinos
en el corto plazo, el área técnica de sistemas submarinos
perteneciente al Programa de Explotación de Campos en Aguas
Profundas del Instituto Mexicano del Petróleo llevó a cabo un proceso
de asimilación de esta tecnología durante los años del 2006 y 2007,
para hacerse de capacidades para la evaluación de tecnologías y
procedimientos existentes para llevar a cabo la selección,
especificación funcional y aplicación, con el objetivo de poder
proporcionar asistencia técnica para la planeación, evaluación y
selección de sistemas submarinos.
Sin embargo, con el objetivo de continuar fortaleciendo esta área
tecnológica, como estrategia se busca mantener un programa
constante de formación e incorporación de investigadores en
especialidades de ingeniería petrolera, química, mecánica, eléctrica y
de sistemas de control; así como realizar alianzas con Institutos de
Enseñanza Superior, Centros de Investigación y con compañías
operadoras y fabricantes de equipo.
Adicionalmente, conforme a los retos que se presentan en esta
tecnología, se está planteando la realización de proyectos para
complementar y mejorar las capacidades en el desarrollo sistemas
submarinos referentes al procesamiento submarino, evaluación de la
confiabilidad de los equipos submarinos y sistemas de control,
sistemas artificiales de producción, aseguramiento de flujo, y técnicas
de inspección, reparación y mantenimiento de equipo, todo esto
conforme a las condiciones ambientales y operacionales aplicables a
campos que se desarrollen en México.
También, a mediano plazo se está contemplando el desarrollo de
infraestructura experimental con el objetivo de poder realizar
pruebas para estudios de comportamiento de equipo y de accesorios
submarinos.
6. Ductos y Risers
En el ámbito internacional la explotación de hidrocarburos en campos en
aguas profundas se ha incrementado desde mediados de los años 90 y
esa tendencia continuará en el futuro próximo. Actualmente es común
que los ductos y risers sean instalados en profundidades de 1000
metros, habiendo pocos proyectos que han sobrepasado los 2000
metros y se está trabajando en desarrollar la tecnología para ductos,
líneas de flujo y risers en profundidades cercanas a los 3000 metros.
El riser es la tubería por medio de la cual se transporta el hidrocarburo
en aguas profundas desde el lecho marino hasta el Sistema Flotante de
Producción (SFP). Pueden ser fabricados con acero al carbono (tubería
rígida) o con tubería flexible, la cual consiste de varias capas de acero y
polímeros. Asimismo, la configuración de los risers puede ser variada;
desde una catenaria simple hasta una tubería vertical unida por medio
de conexiones roscadas, o también emplear una torre articulada en su
base y provista con flotador en su extremo. Así, el riser a utilizar se
define considerando diversos factores técnicos entre los cuales se
tienen; profundidad, movimientos del SFP, necesidad de desconexión,
requerimientos de mantenimiento de pozos, tipo de árbol (seco o
húmedo), condiciones de operación de presión y temperatura, etc.
Asimismo debe considerarse una evaluación económica de los costos
asociados a la fabricación, instalación y operación del riser.
Para explotación en aguas profundas se tienen diversos tipos de risers
de producción, los cuales se pueden clasificar en cuatro grandes grupos;
1) Flexibles, 2) Acero en Catenaria (SCR, por sus siglas en inglés), 3)
Tensionados en su parte superior (TTR, por sus siglas en inglés) y 4)
Híbridos.
Los risers flexibles se utilizan principalmente en SFP que presentan
grandes movimientos ante la acción del oleaje, corriente y viento, como
pueden ser los FPSOs y Semisumergibles convencionales. Actualmente,
la tecnología para risers flexibles se limita a diámetros internos (DI) de
2” hasta 19”, con temperaturas de operación hasta 130°C. La máxima
profundidad a la que se ha instalado un riser flexible es 1450 m con un
DI de 16”. Actualmente se estudian nuevos materiales para sustituir las
capas metálicas por materiales compuestos, para reducir el peso de la
tubería e incrementar su resistencia, lo que permitirá su empleo en
profundidades mayores de 2000 m.
Los SCRs consisten en tramos de tubería rígida unidos por soldadura,
proceso desarrollado en la barcaza durante la instalación. Generalmente
tienen una configuración de catenaria simple y se han empleado en SFP
que presentan movimientos moderados como pueden ser las Spars,
Semisumergibles, así como FPSOs localizados en áreas con condiciones
metoceánicas moderadas. En función de la magnitud del movimiento del
SFP, la fatiga es el efecto que rige el diseño de este tipo de riser. Los
SCRs han sido instalados en diversos sitios del mundo, siendo la
profundidad máxima de 2438 m en una Semisumergible, en el Golfo de
México Norte. Actualmente está en estudio la instalación de un riser de
acero con configuración que combina la catenaria simple con una
curvatura (Lazy wave), en un FPSO para una profundidad de 1780 m, en
Brasil.
Los TTRs están compuestos de tramos de tubería rígida unida por medio
de conexiones roscadas y en su parte superior están provistos con un
sistema que proporciona la tensión para mantener vertical al riser. Se
utilizan principalmente en SFP con movimiento vertical pequeño, como
son las Spars y TLPs. Los TTRs se han instalado hasta una profundidad
máxima de 1706 m en una TLP en el campo Magnolia, Golfo de México
Norte. Actualmente, se investiga la factibilidad de emplear materiales
compuestos para TTR.
Los risers híbridos están integrados por una torre desplantada en lecho
marino, la cual llega hasta una profundidad donde ya no afecta el
oleaje, alojándose en la torre la tubería rígida de conducción la cual es
conectada al SFP por medio de tubería flexible. Estos risers se han
instalado principalmente en FPSOs y Semisumergibles, siendo el riser
híbrido más profundo a la fecha el diseñado para el FPSO en el campo
Cascade – Chinook, Golfo de México Norte a una profundidad de 2600
m.
En general los risers tienen un comportamiento estructural dinámico,
debido a que son estructuras muy esbeltas y están sujetos a fuerzas
cíclicas producidas por el oleaje, corriente y movimiento del sistema
flotante. En función de lo anterior, los retos técnicos principales en su
diseño y construcción son: Vibración Inducida por Vórtices (VIV)
generada por las corrientes marinas, la estimación de la vida por fatiga
considerando los efectos del servicio amargo y la interacción con el
suelo en punto de contacto con éste, así como el monitoreo e inspección
de los risers en operación para evaluar su integridad.
Respecto a los ductos, existen varios tipos con aplicación para campos
en aguas profundas. Para transportar los hidrocarburos de la cabeza del
pozo hasta el manifold son utilizados los llamados jumpers. A partir del
manifold, el hidrocarburo se transporta a la plataforma por medio de
líneas de flujo (flowlines), las cuales se conectan con los risers para
llevar la producción a los SFP. Las líneas de flujo son líneas cortas,
normalmente menores a 20 km y sus diámetros son menores a 16”.
Para transportar el hidrocarburo hacia otra plataforma o a la costa, son
utilizados risers de exportación, los cuales conectan a la plataforma con
ductos (pipeline) en el fondo del mar. Cuando se utilizan únicamente
sistema de producción submarino, la producción es transportada a una
plataforma lejana o directamente a la costa, por medio de ductos
submarinos. Estos ductos tienen grandes longitudes, hasta 200 km, con
diámetros hasta 24”. Los ductos pueden ser de tubería rígida o flexible.
Estos dos tipos de tubería tienen ventajas y desventajas, por ejemplo, la
tubería rígida tiene un costo menor, pero su instalación es lenta y
costosa, mientras que la tubería flexible, presenta limitaciones técnicas
en cuanto a diámetro y profundidad, pero su instalación es
relativamente simple, rápida y menos costosa.
La peligros a los que se enfrentan los ductos en aguas profundas son de
diversos tipos: suelos irregulares y bajas temperaturas ambientales,
efectos de la carga hidrostática por la profundidad, condiciones severas
de operación por hidrocarburo con temperatura y presión alta (HP/HT,
por sus siglas en inglés) y alta corrosividad.
En lo referente a las profundidades uno de los grandes retos es la
instalación. Al fabricarse el ducto en sitio, son utilizados barcos en
donde se transportan los tramos de tubo hasta donde se encuentra otro
barco con el equipo para soldar los tramos y depositar el ducto en el
fondo marino. La instalación puede ser en “S” o en “J”, nombre dado por
la configuración que toma la tubería desde el barco hasta el fondo
marino.
Respecto a la superficie del fondo marino, esta puede presentar
pendientes muy inclinadas y/o batimetría muy accidentada, lo cual
ocasiona la presencia de claros libres en el ducto generando grandes
deflexiones en el tubo, y por efectos de la corrientes de fondo se puede
presentar el fenómeno de VIV y posible falla por fatiga.
Por otra parte, las condiciones de operación severas como las de HP/HT
transmiten grandes cargas de expansión al ducto, lo que provoca
fenómenos indeseables como son el desplazamiento axial o el pandeo de
la tubería, dependiendo de las propiedades del suelo.
En resumen, la tecnología de los ductos y risers para aguas profundas
(conceptos, criterios de análisis y diseño, técnicas de instalación,
mantenimiento, inspección y reparación, etc.) está en un estado de
permanente evolución. Lo anterior, debido a que esta tecnología tiene
pocos años de práctica y la industria petrolera está adquiriendo
experiencia. Por lo tanto, se deben tomar medidas apropiadas para
asegurar un conveniente control de calidad y operar con un nivel de
riesgo aceptable.
Área Técnica de Ductos y Risers
Considerando las necesidades de la industria petrolera nacional de
contar con la tecnología para explotación de campos en aguas
profundas, se estableció un área técnica relacionada con ductos y risers.
El objetivo de este grupo es desarrollar proyectos IDT para adaptar,
mejorar y generar tecnologías, que ayuden en el proceso de ingeniería,
procura, fabricación, construcción, instalación, prueba, arranque y
operación de los sistemas de ductos y risers requeridos para la
explotación de hidrocarburos en aguas profundas.
De acuerdo a los objetivos y expectativas de PEMEX para realizar la
explotación de campos en aguas profundas, se han identificado los
siguientes temas a desarrollar en proyectos IDT:
Fatiga en risers, ductos y líneas de flujo por efectos de VIV,
movimientos del SFP y operaciones de paro y arranque del
sistema de producción.
Comportamiento estructural de risers, ductos y líneas de flujo
debido Alta Presión y Alta Temperatura, considerando su
interacción con el suelo.
Integridad estructural de ductos y risers bajo condiciones de
operación.
Para el desarrollo de estos temas IDT por parte del IMP, se requerirá la
incorporación de investigadores en las áreas de mecánica estructural,
dinámica estructural e interacción suelo-estructura, así como la creación
de laboratorios para realizar la calibración de modelos analíticos y
numéricos enfocados al comportamiento estructural, simulando
condiciones de cargas equivalentes a las que estarán sujetos durante su
vida útil en aguas profundas.
7. Materiales
Hoy en día, la perspectiva de explotar nuevos yacimientos de
hidrocarburos en aguas profundas representa un gran reto para la
industria petrolera nacional debido a que, en estas profundidades,
existen condiciones más severas que las que prevalecen en aguas
someras. Esto representa también nuevos retos a la ingeniería mexicana
porque se requiere de la aplicación de nuevas tecnologías de materiales
aún no utilizadas en México. Las propiedades de los materiales y su
comportamiento contra la corrosión, son distintas a las requeridas en
aguas someras debido a aspectos como: la profundidad, la velocidad de
las corrientes en el mar, la temperatura, concentración de oxígeno, el
tipo de hidrocarburo, su composición, temperatura y presión, entre
otros.
Conforme al estado de la tecnología utilizada a nivel mundial en la
especialidad de materiales y corrosión, para afrontar los escenarios
esperados de explotación de campos en aguas profundas del territorio
nacional, se identificó la problemática y necesidad tecnológica, como se
muestra en la Tabla 1.
Tabla 1. Problemática y descripción de necesidades tecnológicas en
México©.
Problemática Necesidad Tecnológica
Alta presión/alta
temperatura (HP/HT).
Mapas de degradación para materiales
metálicos y no metálicos. Modelos de corrosión.
Modelos de fatiga-corrosión. Innovación de materiales.
Estrategias de control de corrosión: Cladding
de aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) recubrimiento por soldadura (overlay),
sistemas de protección catódica confiables a largo plazo, selección de materiales y
recubrimientos.
Corrosión interna de ductos,
equipo submarino y tanques de almacenamiento de
FPSOs debido a altas
concentraciones de H2S y CO2.
Corrosión microbiológica
(MIC) y crecimiento marino.
Corrosión-erosión
Ductos e internos de equipo submarino:
Control de arena Modelos de predicción de erosión.
Monitoreo de arena. Cladding de aleaciones CRAs
Recubrimientos por soldadura (overlay).
Alta temperatura interna y baja temperatura externa.
Ductos y equipo submarino:
Aislamiento térmico mediante materiales aislantes (espuma, gel), elementos activos
(resistencias eléctricas), sistemas pipe-in-pipe.
Envejecimiento de polímeros de tubería flexible
y de líneas de amarre.
Desarrollo o calificación de materiales no
metálicos, e. g. polímeros y compósitos.
Soldadura de aceros de alta
resistencia y de aleaciones CRAs para ductos. Calificación de soldadura e inspección en línea
durante el tendido de líneas. Soldadura de materiales disímiles (tubería con
cladding).
De acuerdo a la información disponible de las prospectivas de
producción en aguas profundas, se han identificado los siguientes retos
tecnológicos en la especialidad de materiales y corrosión:
Explotación de campos de gas y aceite
Pozos sin intervenciones, producción de arena y aseguramiento de
flujo
• Control de arena
• Control de la producción de sólidos
• Incrustaciones
Explotación de campos a profundidades mayores de 2000 m
Empleo de sistemas FPSO.
• Materiales más ligeros y resistentes
• Materiales que resistan alta presión y alta temperatura
(AP/AT), además de servicio amargo
Para coadyuvar a la solución de los retos relacionados con la selección
de los materiales y la corrosión, en el IMP se trabaja en función del
Mapa Tecnológico del Área Técnica de Materiales, en el cual se proponen
los proyectos de investigación y desarrollo tecnológico, además de la
creación de un Laboratorio para la Evaluación de Materiales enfocado al
soporte técnico y de laboratorio en las siguientes áreas:
• Desarrollo de tecnologías de materiales.
• Líneas de investigación de las áreas técnicas del programa
de desarrollo de campos en aguas profundas.
• Proyectos de soluciones en zonas regionales.
El Laboratorio de Evaluación de Materiales proporcionará pruebas
especializadas de materiales para aplicación en desarrollos de aguas
profundas enfocados principalmente a alta presión/alta temperatura
(AP/AT), servicio amargo y erosión-corrosión.
Del Mapa Tecnológico y en función del análisis tecnológico, se
establecen las siguientes áreas de especialidad y líneas de Investigación
del Área Técnica de Materiales orientadas a dar solución a las
necesidades tecnológicas de la Industria Petrolera Nacional en aguas
profundas a corto, mediano y largo plazo:
Erosión/corrosión
Evaluación mecánica de materiales metálicos
Evaluación mecánica y desarrollo de materiales no-metálicos
Bio-corrosión y Bio-ensuciamiento (crecimiento marino)
Corrosión a AP/AT de materiales metálicos
Sistemas para la prevención de la corrosión: recubrimientos y
protección catódica
La atención al fenómeno de la corrosión y la selección de los materiales
trae consigo múltiples beneficios, tales como: la extensión de vida útil y
la seguridad de las instalaciones durante la operación, el cumplimiento a
diversas regulaciones de salud cada vez más estrictas; la protección al
medio ambiente y la prevención de accidentes, como derrames de
hidrocarburos.
8. Equipo sobre Cubierta
La corriente de producción, que se obtiene proveniente de los pozos,
para la explotación de campos en aguas profundas, de manera similar a
lo que se tiene en aguas someras, no está completamente lista para su
comercialización, de modo que se requiere un procesamiento primario
con sistemas de proceso y de servicios auxiliares que están instalados en las cubiertas de los sistemas flotantes de producción, a la serie de
equipos que conforma dichos sistemas en cubierta, en el ámbito
internacional, se les denomina los topsides. La sección habitacional y
en el caso de existir equipos de perforación, también se considera parte
de los sistemas en cubierta. En el procesamiento de los hidrocarburos
producidos en aguas profundas, el proceso básico es la separación de sólidos, aceite, agua y gas, de manera similar a lo requerido en aguas
someras y en tierra. No obstante, existen diferentes restricciones y
necesidades de diseño en el caso de instalaciones en plataformas
flotantes que se utilizan en aguas profundas.
Como se mencionó en la Sección de Sistemas Flotantes, existen comercialmente cuatro tipos principales de sistemas flotantes de
producción, TLP, SPAR, Semisumergible y FPSO. De los cuales, el FPSO
es el que tiene mayores efectos de movimiento sobre los equipos de
proceso en las cubiertas y es el tipo de sistema que se ha estudiado más
ampliamente en México, en el Instituto Mexicano del Petróleo, donde se
cuenta con un equipo de investigadores y especialistas que han desarrollado incluso un modelo electrónico tridimensional, basado en las
capacidades de diseño de ingeniería que ya se tiene en disciplinas de
tales como Ingeniería de Proceso, Ingeniería Mecánica, Ingeniería
Eléctrica, Ingeniería de Control e Instrumentación, Ingeniería de
Telecomunicaciones, Ingeniería Naval, Ingeniería civil, Ingeniería de
Riesgo y Seguridad en Procesos, entre otras.
El estado del arte de los sistemas de proceso y equipos en cubierta de
los sistemas flotantes de producción, a nivel mundial se puede decir que
está a buen nivel en la práctica industrial. Sin embargo, se siguen
requiriendo innovaciones, desarrollos tecnológicos e investigación que aborden las diferencias existentes y las ubicadas en prospectiva entre lo
que se requiere de sistemas de proceso en aguas profundas, que es
diferente respecto a las necesidades técnica para la explotación
petrolera en aguas someras.
a. Diferencias del procesamiento en sistemas flotantes para aguas profundas con respecto a plataformas fijas y a instalaciones
terrestres.
Aquí se hace una breve descripción de las diferencias principales:
Efecto de movimiento en equipo de procesamiento. Los
sistemas flotantes sujetos a mayores efectos de movimiento son las semisumergibles y de manera aún más intensa, los FPSO. En este
caso, el movimiento de los sistemas flotantes puede tener efectos
muy severos sobre la eficiencia de todos los equipos de
procesamiento donde se tenga interface líquido – gas, como lo son
las torres contactoras en procesos de absorción; los separadores
líquido – gas o trifásicos. En el caso de TLP y SPAR, los efectos de movimiento sobre los sistemas de proceso no son tan apreciables. Un
FPSO tiene de manera muy intensa seis (6) grados de libertad de
movimiento, tres (3) rotacionales (movimientos angulares): balanceo
“pitch”; cabeceo “roll” y arfada “yaw”, además de tres (3)
desplazamientos (movimientos lineales): asiento o retraso “surge”;
escora o deriva “sway”; sustentación o “heave” en los ejes x, y, z respectivamente. Se ha reportado, que dichos movimientos afectan el
comportamiento del equipo de proceso, particularmente aquellos que
poseen interface líquido – vapor[5][6].
Limitaciones de espacio y peso. Las limitaciones de espacio y
peso en sistemas flotantes, son mucho más severas que en
instalaciones de aguas someras, dado el alto costo del espacio y el
peso a soportar en instalaciones flotantes. Se prefiere utilizar equipo compacto [7],[8].
Seguridad y protección al personal. En instalaciones en aguas
profundas, a diferencia de aguas someras en México, donde
típicamente un complejo de plataformas puede mantener separadas
distintas plataformas para fines específicos como perforación,
producción, compresión, habitacional, se tienen todas esas operaciones aglutinadas en una sola instalación, de manera que los
procedimientos y requerimientos de confiabilidad, riesgo, seguridad
en los sistemas de proceso y protección al personal, en aguas
profundas, son mucho más intensos y críticos, que en instalaciones
de aguas someras.
Diseño de procesos para toda la vida útil del campo. En las nuevas instalaciones en aguas profundas se vuelve más severa la
visión de diseño de los procesos de manejo de la producción para
toda la vida útil de los campos, para considerar los requerimientos de
equipo y procesos para distintos escenarios de producción, donde
varía la cantidad de gas y agua asociada, además de la presión de
producción. Por ejemplo, para la cantidad de agua producida de diseño, en aguas profundas, no es raro tener valores superiores al
80% de corte, es decir, donde al final de la vida del campo se
producen 20 barriles de aceite por cada 80 de agua producida, por lo
que desde el inicio del diseño deberán considerarse los equipos
necesarios para el manejo del agua producida a lo largo de la vida de
explotación. El diseño de procesos para toda la vida del campo es crítico, debido a que cambios posteriores saldrían incosteables, en
función de las grandes distancias en las que generalmente están los
sitios en aguas profundas y al costo de los servicios requeridos.
Procesamiento y disposición de gas. La especificación de
contenido de agua en el gas, para evitar la formación de hidratos,
generalmente es más estricta en aguas profundas, del orden de 2-3 lb de agua/millón de ft3, dado que el gas puede ser enviado por
ducto en ambientes oceánicos con temperaturas cercanas a los 5 °C
y a mayores presiones que en aguas someras[4], puesto que los
ductos deben ir de los sistemas flotantes hacia el lecho marino,
donde son soportados, y luego alcanzar puntos de interconexión. Una
fracción del gas debe ser endulzada, de no contarse con otra fuente de combustible, esto se realiza generalmente con aminas, el proceso
suele ser el mismo en aguas someras que en profundas. Las
restricciones de quema de gas implican opciones complejas de
tratamiento y disposición del mismo.
b. Prospectiva de la ingeniería de Proceso y Equipos sobre Cubierta
en México y el mundo.
Los sistemas de proceso y los equipos en cubierta de sistemas flotantes
para la explotación de campos en aguas profundas de los siguientes
años estarán siendo sujetos a una atención de manera aún más intensa
de las diferencias que existen entre el procesamiento en plataformas
fijas o en tierra, contra lo que se requiere en sistemas flotantes que antes se mencionaron. Adicionalmente se prevé que la ingeniería en
México y en el mundo, abordará los siguientes aspectos en aguas
profundas:
Procesamiento de crudos pesados. Se estima que los primeros
desarrollos de campos en aguas profundas de Pemex Exploración y
Producción no serán para crudos pesados. Sin embargo, por las características del petróleo en México, es posible que eventualmente
se requiera la explotación de campos con crudos pesados, lo que en
aguas profundas trae requerimientos especiales relacionados con: la
complejidad del procesamiento; el aseguramiento de flujo y la
rentabilidad de los proyectos.
Procesamiento submarino. El procesamiento submarino en aguas profundas, aunque puede utilizarse también en aguas someras, es
una necesidad económica debido a la reducción que puede lograrse
con la separación, bombeo y compresión submarinos, tendiente a la
eliminación o ahorro en infraestructura flotante de procesamiento en
cubierta. Los sistemas y equipo de proceso tenderán a aplicaciones
en el lecho marino. Procesamiento de gas en sitios de aguas profundas. Esto
incluye innovaciones en sistemas de proceso tales como: producción
de gas natural licuado (LNG por sus siglas en inglés); conversión de
gas a combustibles líquidos, producción de metanol a bordo de
sistemas tipo FPSO, etc.
En el ámbito nacional, los ingenieros e investigadores deberán tener
capacidades tecnológicas y científicas para:
Evaluación e Innovaciones en equipo de separación submarina y en
sistemas de procesamiento tanto submarino como en cubierta de
sistemas flotantes. Simulación y Optimización de Procesos tanto en estado estable como
en régimen dinámico.
Mejoras tecnológicas al procesamiento primario de crudos pesados
tanto en sistemas submarinos como en sistemas flotantes de
producción.
Tecnologías para asegurar la integridad mecánica del equipo de
proceso tanto en sistemas submarinos como en sistemas en cubierta de plataformas flotantes.
La ingeniería en México y en el mundo tiene el reto no solamente de
contar con los recursos económicos necesarios para afrontar tales
desafíos, sino igualmente importante, requiere de la infraestructura
humana conformada por cuadros muy amplios no solo en número sino en la calidad de su preparación de las distintas ingenierías involucradas
así como la capacidad para atraer, retener y promover un ambiente
apropiado para la innovación y el desarrollo tecnológico.
9. Control
En la explotación de campos en aguas profundas es requerido el uso de
instalaciones submarinas para la extracción del hidrocarburo. Como
parte de estas instalaciones se tiene el sistema submarino de
producción, el cual comúnmente esta conformado por colectores
(manifolds), cabezales de pozos, árboles de válvulas, y equipos asociados a estos, necesarios para la extracción del fluido de producción
(generalmente hidrocarburo y/o gas).
Entre estos equipos asociados, se tiene el sistema de control de
producción submarina, cuya función es operar las válvulas y los
estranguladores contenidos en el sistema submarino de producción, además, de realizar la supervisión, a través de sensores submarinos, de
las condiciones de operación con el fin de asegurar la extracción del
fluido de producción sin poner en riesgo la integridad de las
instalaciones submarinas de producción.
Hoy en día, no sólo se busca garantizar la adecuada operación de los sistemas de control de producción a profundidades mayores (> 300
metros), sino también, se trabaja en procedimientos que provean una
supervisión y un control automático con el objetivo de optimizar la
extracción del fluido de producción, así como, de disminuir o eliminar la
intervención del operador en tareas donde se ponga en riesgo la
integridad del personal y/o de las instalaciones costa afuera de
producción.
Tecnología de Sistemas de Control de Producción Submarina.
El desarrollo tecnológico de las distintas alternativas para el control y la
supervisión de las instalaciones submarinas de producción se ha debido principalmente a la necesidad de la extracción del fluido de producción
en condiciones ambientales cada vez más extremas, ubicaciones menos
accesibles y profundidades mayores.
Se puede considerar cada nueva alternativa de sistema de control como
una versión mejorada de su predecesor, esto es, con un principio similar de funcionamiento, adicionando nuevas características que permitan su
adecuada operación en condiciones más adversas. Una breve
descripción de las alternativas de sistema de control de producción
submarina con mayor transcendencia en la explotación en campos en
aguas profundas se enumera a continuación:
1. Sistema de Control Hidráulico Directo: La operación del suministro hidráulico en la superficie es usada directamente con una
línea dedicada para cada función en el árbol submarino.
2. Sistema de Control Hidráulico Piloto: Su operación requiere un
suministro hidráulico para operar las válvulas del árbol y una línea
adicional de fluido de control por cada válvula piloto. El fluido de control opera la válvula piloto intermediaria la cual bloquea o
permite el suministro hidráulico que opera la válvula en el árbol
submarino.
3. Sistema de Control Hidráulico Secuencial: Con un
funcionamiento similar a su antecesor, este sistema tiene la distintiva que usa válvulas piloto que bloquean o permiten el paso
del suministro hidráulico a la variación de la presión en el suministro
de fluido de control a la válvula en el árbol submarino, esto permite
usar (en teoría) una sola línea piloto para activar secuencialmente el
conjunto de válvulas en el árbol submarino.
4. Sistema de Control Electrohidráulico Piloto. Este sistema usa
válvulas solenoide las cuales sustituyen a las válvulas piloto, estas
son operadas con una línea de suministro individual. Con pulsos
eléctricos, el actuador de la válvula abre o cierra la compuerta de la
válvula solenoide permitiendo o bloqueando el flujo hidráulico que
opera la válvula en el árbol submarino.
5. Sistema de Control Electrohidráulico Multiplexado: En este
sistema de control a diferencia de su antecesor, una sola línea de
comunicación en el umbilical es utilizada para enviar y recibir
información entre el equipo submarino y el equipo en superficie.
Como su nombre lo dice, la comunicación se realiza de forma
multiplexada, lo cual también admite el uso de sensores.
6. Sistema de Control Todo Eléctrico: En este sistema se elimina la
necesidad de fluido de control hidráulico sustituyéndola por
suministro eléctrico, con el cual se controlan válvulas solenoides
instaladas directamente en el árbol submarino.
La figura 1 muestra un ejemplo de tipología básica de un árbol
submarino de producción operado por un sistema de control
electrohidráulico.
Figura 1. Tipología básica de un Árbol Submarino controlado
por un Sistema de Control Electrohidráulico Multiplexado.
Fuente: Production Control Systems: An Introduction,
Jacek S. Stecki, Department of Mechanical Engineering,
Monash University, Exploration & Production: The Oil & Gas
Review - 2003.
Industria de Sistemas de Control de Producción Submarina.
Las instalaciones de producción submarina han probado su confiabilidad
en servicio y como su costo, en términos relativos, ha caído, la industria
del petróleo las ha aceptado como una opción técnicamente viable y competitiva para la explotación de campos en aguas profundas. La
figura 2 provee información donde relaciona los distintos fabricantes y la
cantidad de sistemas de control de producción submarina instalados.
0
5
10
15
20
25
30
ABB (Vetco Gray) Cameron FMC Kongsberg Kvaerner O. P. (blank) other ??
W - S. America
W - N. America
E - N. Sea
E - Asia/Pacific
E - Africa/Medit.
Count of Tree_ID
Controller_Mfg
Hemisphere
Figura 2: La gráfica muestra el
número de de sistemas de control de producción submarina
instalados por cada fabricante.
Fuente: Quest Offshore
Resources, Inc., Database Reports.
http://www.questoffshore.com/Ho
me/ImageGallery/QSDBOverview/
Propuesta para el Área Técnica.
A continuación se hacen los cuestionamientos sobre las necesidades de conocimiento respecto al comportamiento de equipos submarinos y el
diseño de los mismos, tales como:
¿Cuál alternativa de sistema de control de producción submarina es la más adecuada para la explotación en aguas profundas mexicanas?
¿Cuál alternativa de sistema de control de producción submarina
provee las condiciones de monitoreo más apropiadas para la
explotación de aguas profundas nacionales?
¿Cuál o cuáles fabricantes son los más aptos para el desarrollo del
sistema de control de producción submarina más representativo de
las aguas profundas mexicanas?
¿Qué conocimiento requiere el personal de PEMEX para realizar la
evaluación y selección del sistema de control de producción submarina o de componentes entre las alternativas viables?
Indudablemente para poder responder estas preguntas, se requiere de
un grado de conocimiento tanto del sistema de control de producción
submarina como de las necesidades del sistema submarino de
producción que se va a supervisar y controlar. En un comienzo se puede proporcionar una solución rápida en cuanto al costo y disponibilidad del
equipo, pero esto no garantiza el éxito del proyecto debido a factores
técnicos y operacionales que requieren ser considerados.
Por otra parte, como se menciona anteriormente, existen distintas
alternativas de sistema de control para producción submarina y diferentes compañías fabricantes, lo cual también genera interrogantes
si existe compatibilidad entre estos equipos y si éstos permiten la
conexión de componentes con el fin de optimizar costos o fungir como
una opción de respaldo en caso de falla o sustitución.
En parte, por lo anterior se está conformando, a mediano plazo, a un
grupo de expertos en el área de control y automatización que estén familiarizados con los componentes de cada alternativa de sistema de
control de producción submarina con el fin de desarrollar estrategias
integrales de supervisión y control automático, ya sea en la selección de
componentes, como en el desarrollo de software, que permitan
proporcionar a PEMEX una mayor capacidad de interacción con los
proveedores de esta tecnología durante la evaluación, selección, adquisición, operación y mantenimiento del equipo.
En términos generales, el IMP se prepara para ayudar a PEMEX en la
optimización del proceso de aplicación de tecnología en condiciones
propias desde el punto de vista de las condiciones de sitio como de
producción de las aguas profundas mexicanas y lograr así una mejor
elección de los proveedores de tecnología por medio de la evaluación y la selección de las distintas opciones de sistemas de control de
producción submarina y sus componentes utilizando lineamientos en
base a características técnicas de operación y experiencias previas en
equipos ya instalados con expertos en el área.
10. Riesgo y Confiabilidad
Una labor de máxima relevancia en las actividades de explotación de
hidrocarburos en aguas profundas es la administración del riesgo. En
general el análisis de riesgo asociado con las instalaciones de producción
involucra la caracterización probabilista de los peligros, la evaluación de
la probabilidad de falla de los componentes, sub-sistemas y sistemas que conforman una instalación, y el análisis y cuantificación de las
consecuencias asociadas con la falla. En el caso del riesgo estructural de
sistemas flotantes de producción para aguas profundas, así como de
risers y líneas submarinas, existen diferentes peligros que pueden
generar fallas estructurales, siendo el principal el relacionado con los
fenómenos naturales. En el Golfo de México, el principal peligro natural es el debido a huracanes, tormentas, y la circulación oceánica, los
cuales generan condiciones de viento, oleaje y corrientes que demandan
una capacidad resistente y desempeño adecuado de las estructuras.
En las diferentes etapas del proyecto o vida de servicio de los sistemas
de producción para aguas profundas se deben tomar decisiones relacionadas con los niveles aceptables de riesgo y el establecimiento de
filosofías de diseño y operación que permitan una adecuada
administración del riesgo. Por ejemplo, para la planeación, selección y
diseño de los sistemas es necesario tomar decisiones respecto de los
factores de seguridad que se deben emplear, de tal manera que
respondan a los niveles aceptables de riesgo del operador o del estado y a las características propias de los peligros naturales en los ámbitos de
explotación. Para la operación de los sistemas es necesario implementar
estrategias de administración de la integridad mediante las cuales se
asegure que las instalaciones operan con niveles adecuados de
seguridad. La administración de la integridad de los sistemas requiere
de filosofías de inspección basadas en riesgo, que permitan la detección
y evaluación oportuna de daños y deterioro que afectan la capacidad resistente y el desempeño de los sistemas, así como de estrategias de
mantenimiento que prioricen adecuadamente la prevención o reparación
de daños con base en su impacto en el riesgo y la seguridad de la
instalación. En general, el manejo del riesgo involucra principalmente un
adecuado conocimiento de los peligros (dadas las incertidumbres en el
pronóstico a futuro de sus intensidades y frecuencia se recurre a una caracterización probabilística), metodologías para evaluaciones
cuantitativas de los riesgos, criterios para establecer los niveles
aceptables de riesgo, y especificaciones y procesos establecidos en la
regulación o normatividad, como es el caso de la definición de factores
de seguridad, de procedimientos de operación, o la implementación de
sistemas de administración de la integridad.
Dos de los aspectos en los que ha habido un avance importante en el
estado del arte es en la definición de las mejores prácticas para los
procedimientos de evaluación del riesgo y en la generación de criterios
de aceptación. El Joint Committee on Structural Safety ha emitido
procedimientos y modelos genéricos de evaluación de riesgo en los que se identifican los elementos constitutivos de un sistema y su
interrelación, los peligros a los que están expuestos, los escenarios y
eventos de falla, y los lineamientos para la definición de las
consecuencias directas e indirectas de falla. Las primeras están
relacionadas con las consecuencias de falla de los elementos
constitutivos del sistema, mientras que las segundas se refieren a las que resultan de la interacción entre las fallas de elementos constitutivos.
Este enfoque permite la representación esquemática de los sistemas
mediante modelos jerárquicos adecuados para una evaluación
cuantitativa de riesgo mediante el uso de herramientas como las Redes
Probabilísticas Bayesianas (RPB). Las RPB están constituidas por nodos y
por las relaciones de dependencia o de causa-efecto entre ellos. Los nodos representan variables asociadas con incertidumbre. Esta
incertidumbre se representa en las redes bayesianas asignando
probabilidades condicionales para los posibles estados de los nodos dado
un cierto estado de los nodos que los anteceden. La principal ventaja de
las RPB es que permiten representar gráficamente las secuencias de
eventos de falla e incluir en el análisis la dependencia probabilista entre
dichos eventos. Mediante la aplicación de técnicas bayesianas, la red permite evaluar las probabilidades marginales de las variables en cada
nodo de la red, así como introducir evidencias respecto del estado de las
variables de algunos nodos y evaluar las correspondientes
consecuencias condicionales de falla. La evaluación de las consecuencias
de falla mediante las RPB se puede fácilmente incorporar en los modelos
Costo-Beneficio para el Ciclo de Vida de un sistema (LCCB, por sus siglas en inglés) para obtener soluciones óptimas que maximicen la
relación beneficio (por ejemplo en términos de seguridad, protección de
vidas humanas, protección del medio ambiente) versus costos (por
ejemplo de inversión inicial en construcción o costo de los programas de
inspección o de las políticas de mantenimiento). Las soluciones óptimas
que resultan de los métodos LCCB deben ser revisadas para verificar que los niveles de riesgo que representan son aceptables para el
operador o una sociedad. Un criterio que actualmente se viene
empleando para establecer niveles de riesgo aceptables desde el punto
de vista de la protección a la vida humana es el basado en el Índice de
Calidad de Vida (LQI, por sus siglas en inglés). Este índice se define en
términos de la proporción del producto interno bruto que un país o sociedad invierte en seguridad, la esperanza de vida al nacer, y de los
recursos disponibles en una sociedad para el consumo. El principio
basado en el LQI postula que cualquier inversión en reducción del riesgo
para protección de la vida humana debe conducir a un incremento en
dicho índice. La aplicación de este principio permite establecer un
criterio para la inversión anual en protección de vidas humanas en función de la tasa de falla de los sistemas, de donde se deduce un límite
aceptable máximo para la probabilidad de falla de los sistemas.
La administración del riesgo para el diseño y operación de instalaciones
en aguas profundas se ha regulado a través de diferentes documentos
de índole normativo. En el caso del diseño la filosofía consiste en establecer categorías para los componentes de un sistema en función de
los riesgos asociados con su falla. Cada categoría corresponde a un nivel
de riesgo y se especifican los índices de confiabilidad requeridos para el
diseño de los componentes de los sistemas. Mediante método de análisis
de confiabilidad se establecen los factores de seguridad que se deben
aplicar en el diseño a fin de cumplir con los niveles de riesgo aceptables. Esta filosofía se encuentra en documentos con fines normativos y
recomendaciones prácticas para aplicación industrial, como es el caso
del Offshore Standard DNV-OS-E301 “Position Mooring” para el diseño
de las líneas de amarre de los sistemas flotantes, el ISO 19904-1
“Monohulls, Semi-submersibles and SPARS” para el diseño de cascos, o
el DNV-RP-E303 “Geothecnical Design and Installation of Suction
Anchors in Clay” para pilotes de succión.
En México estas filosofías de diseño basadas en la administración del
riesgo se encuentran en las normas de referencia de Petróleos
Mexicanos para el diseño de plataformas fijas y ductos marinos. Los
primeros estudios para la generación de dichas normas se efectuaron
entre los años 1996 y 1998 para las instalaciones de la Sonda de Campeche a raíz del paso del Huracán Roxana en octubre de 1995. Los
resultados de los estudios permitieron generar la norma de referencia
NRF-003-PEMEX-2000 para el diseño y evaluación de plataformas fijas y
la norma NRF-013-PEMEX-2000 para el caso de ductos marinos. Las
normas establecen categorías para clasificar las plataformas y ductos en función de indicadores del nivel de riesgo, tales como el volumen de
producción manejado, o el tipo de fluido y la cercanía a una instalación
en el caso de los ductos. Posteriormente se efectuaron los estudios de
riesgo para establecer las especificaciones de diseño y evaluación para
la Región Norte, el campo Lankahuasa y el Activo Litoral de Tabasco.
Las normas de referencia han sido actualizadas en sus ediciones NRF-013-PEMEX-2005 y NRF-003-PEMEX-2007 con un alcance ampliado.
En años recientes se han llevado a cabo en el Instituto Mexicano del
Petróleo los desarrollos necesarios para contar con las metodologías
para generar normas de diseño de sistemas flotantes de producción
almacenamiento y descarga (FPSO) para aguas profundas. Se cuentan con los modelos de RPB para el análisis de riesgo estructural de las
líneas de amarre, el casco y los risers flexibles de los sistemas FPSO. Se
cuenta también con las metodologías de análisis de confiabilidad para
generar los factores de seguridad de los principales estados límite en el
diseño de dichos componentes, en función de los índices de confiabilidad
requeridos y calibrados a las condiciones ambientales características del Golfo de México. Actualmente se encuentran en ejecución en el Instituto
Mexicano del Petróleo proyectos de desarrollo tecnológico para generar
los modelos y metodologías que permitan evaluar riesgos y calibrar
factores de seguridad, con base en análisis de confiabilidad, para
plataformas flotantes tipo Semi-sumergibles y para pilotes de succión,
que es el tipo de cimentación utilizado con mayor frecuencia en aguas profundas.
Para atender los requerimientos del desarrollo de infraestructura para
aguas profundas en el mediano plazo, será necesario dirigir la
investigación y desarrollo tecnológico a los métodos de inspección
basada en riesgo para sistemas FPSO y plataformas Semi-sumergibles,
así como para sistemas submarinos de producción. Se deberá incursionar en el desarrollo de modelos de análisis de riesgo cuantitativo
para otros tipos de plataformas flotantes, como es el caso de las de
piernas atirantadas (TLP) y las SPAR. Dado que algunos sistemas
utilizan anclas deberán también generarse las metodologías y
procedimientos para establecer los requerimientos y especificaciones
para este tipo de componentes con base en criterios de riesgo y confiabilidad. A largo plazo, se pueden complementar los métodos para
inspección basada en riesgo y generar estrategias de mantenimiento con
el fin de que se incorporen en los sistemas de administración de la
integridad para la operación de sistemas flotantes. Dados los retos que
se enfrentarán al incursionar en aguas ultra-profundas, para las que se desarrollan nuevas configuraciones y se estudia el uso de nuevos
materiales, como es el caso de los risers híbridos, compuestos y de
titanio, será necesario generar métodos apropiados para el análisis
confiabilidad de estos sistemas.
11. Inspección y Mantenimiento
Antecedentes
A fin de que la infraestructura petrolera en aguas someras opere en
condiciones de seguridad se realizan periódicamente actividades de
inspección y mantenimiento. La infraestructura que se instale para la
explotación de campos en aguas profundas con mayor razón debe de
mantenerse en condiciones óptimas para una operación segura. En este
sentido, actualmente se emplea el concepto de administración de la
integridad que tiene como propósito implementar un plan que incluya
las diferentes actividades necesarias para mantener a las instalaciones
en buen estado.
Objetivo del área
El área de inspección y mantenimiento tiene como objetivo realizar
proyectos de investigación y desarrollo tecnológico en temas
relacionados con la administración de la integridad de los sistemas de
explotación de campos en aguas profundas para ofrecer el apoyo
científico y tecnológico que Petróleos Mexicanos pueda requerir durante
la explotación de estos campos.
Administración de la Integridad
La administración de la integridad considera las actividades necesarias
para mantener la integridad de cada uno de los sistemas de explotación
durante la vida de servicio (20+ años). Para ello, es necesario
desarrollar filosofías y planes que incluyan entre otros aspectos, los
peligros que atentan contra la integridad, modos de falla, niveles de
riesgo, medidas mitigantes, la estrategia de administración de la
integridad, evaluación de la integridad y reparación de daños o fallas.
La estrategia de la administración de la integridad considera actividades
tales como: monitoreo, inspección, pruebas y análisis, mantenimiento y
reparación.
Monitoreo.- Entre las variables que se
monitorean están las siguientes:
presión, temperatura, deformaciones,
aceleraciones, giros, desplazamientos,
posición global y cargas. Los sistemas
de monitoreo se componen de
sensores, medio de transporte de la
información y equipos electrónicos de adquisición, procesamiento,
presentación y almacenamiento de datos. Haciendo uso de
tecnologías tales como: fibra óptica, medidores de deformación,
celdas de carga, acelerómetros, sistema de posicionamiento global
(GPS), sistemas de video y sistema de medición de protección
catódica.
Inspección.- En términos generales, las
inspecciones pueden ser de dos tipos:
inspecciones visuales e inspecciones con
pruebas no destructivas.
Las inspecciones visuales en aguas
profundas se realizan con vehículos
operados remotamente (ROVs), los cuales
portan un sistema de iluminación y cámaras
de video. Por medio de fibra óptica se
envían los datos de video al operador del ROV para interpretación y
almacenamiento.
La inspección de defectos internos en
los materiales se realiza empleando
técnicas no destructivas tales como:
ultrasónicas, electromagnéticas y
radiográficas; aplicadas por medio de
personal especializado, buzos, ROVs,
vehículos submarinos autónomos y
diablos inteligentes.
En el caso de ductos en aguas profundas, la inspección interna
presenta varios retos, entre los cuales están: a) El tipo de material del
ducto. b) La alta presión y alta temperatura. c) Espesores mayores.
Estas tecnologías son continuamente modificadas o mejoradas para
satisfacer las demandas tecnológicas de la industria.
Pruebas y análisis.- Se realizan
pruebas para determinar el estado
de un sistema, por ejemplo, una
prueba hidrostática a un ducto.
Asimismo, se realizan análisis
numéricos con herramientas computacionales haciendo uso de datos
del monitoreo para determinar el estado de los sistemas y detectar
oportunamente problemas de integridad.
Mantenimiento.- Las actividades de mantenimiento pueden ser:
sustitución de recubrimientos anticorrosivos, sustitución de ánodos de
sacrificio desgastados, limpieza interior de ductos y tanques,
remoción de crecimiento marino, etc.
A grandes profundidades algunas de estas actividades se realizan con
herramientas especializadas y con el apoyo de ROVs.
Reparación.- Las reparaciones a grandes
profundidades son realizadas por ROVs
empleando sistemas de reparación,
herramientas especializadas y embarcaciones
de apoyo. Se deben definir los procedimientos
de reparación, sistemas de reparación
compatibles con las características del ducto
dañado, ROVs necesarios, herramientas especializadas y
embarcaciones de apoyo.
Obtención de las tecnologías
El proceso de adquisición del conocimiento de las
tecnologías mencionadas ha iniciado con la
participación en proyectos de asimilación con
poseedores de la tecnología y continuará con el
desarrollo de proyectos de investigación y
desarrollo tecnológico. Los proyectos se realizan haciendo uso de la
infraestructura propia, así como la infraestructura de las instituciones
participantes. Para lo antes mencionado, se ha identificado una red
nacional e internacional formada por centros de investigación,
universidades, compañías de servicio y fabricantes; con quienes se
pueden establecer convenios de colaboración.
Recursos Humanos
La plantilla de personal actual la integran dos doctores y un ingeniero
quienes cuentan con amplia experiencia en el área de inspección y
mantenimiento de los sistemas de explotación en aguas someras y han
participado en proyectos y actividades de asimilación de tecnologías
empleadas en los sistemas de explotación en aguas profundas. Dicha
plantilla debe ampliarse de acuerdo con el crecimiento de la
infraestructura petrolera en aguas profundas y con las demandas de
soporte científico y tecnológico de la industria. Por lo tanto, se pretende
la contratación de personal con doctorados afines a esta área, así como
la formación de profesionales en programas de posgrado de
instituciones nacionales y extranjeras de reconocido prestigio. Para
facilitar este proceso, también se ha identificado la necesidad de
establecer convenios de colaboración con estas instituciones.
12. Conclusiones.
La visión conjunta IMP-PEMEX de iniciar el proceso de asimilación
de tecnología de sistemas para aguas profundas en el año 1984,
ha sido la piedra angular en la obtención de las capacidades
actuales.
La formación de recursos humanos es la base para lograr los
objetivos del IMP y PEMEX en aguas profundas. El Programa de
Recursos Humanos, deberá mantenerse permanentemente para
responder en forma oportuna a los retos presentes y futuros.
Debido a la alta complejidad de la explotación de los campos en
aguas profundas, la única forma de superar los retos tecnológicos
es a través de la colaboración con otras instituciones, centros de
investigación, compañías fabricantes y prestadoras de servicios,
tanto nacionales como extranjeras.
Para apoyar la estrategia se requiere contar con infraestructura
complementaria de laboratorios especializados para el desarrollo
de proyectos de investigación y desarrollo de tecnología, así como
para la evaluación y selección de equipos y sistemas.
La estrategia establecida y operada en el IMP está alineada a las
necesidades de PEMEX.
Por lo que respecta a la incorporación de las compañías mexicanas
proveedoras de bienes de capital y servicios, se deberán
aprovechar experiencias de procesos similares en la explotación
de hidrocarburos, a través de alianzas y asociaciones de empresas
nacionales con empresas extranjeras.
13. Bibilografía.
Estrategia Nacional de Energía, febrero 2010
http://www.bbc.co.uk/news/10298342
Gustavo Hernández. PEP. Presente y futuro de las estrategias en
exploración y explotación de campos en aguas profundas. Academia de
Ingeniería, México, D.F., 15-16 oct. 2009
Production Control Systems: An Introduction, Jacek S. Stecki,
Department of Mechanical Engineering, Monash University, Exploration
& Production: The Oil & Gas Review - 2003 .
Quest Offshore Resources, Inc., Database Reports.
http://www.questoffshore.com/Home/ImageGallery/QSDBOverview/
