Instituto Politécnico Nacional -...

Instituto Politécnico Nacional

Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica

Propuesta para la Selección de

Ingeniero en Comunicaciones y Electrónica

México, Distrito Federal.



Propuesta para la Selección de los Sistemas de Control

Submarinos en Aguas Profundas

Bajo Normatividad ISO

TESIS

Que para obtener el título de


Presenta

Angel Martínez Cuevas

Asesores

Ing. Fernando Lauro Sánchez Martínez

Ing. José Antonio Hernández Guzmán.

Ing. Julio Lara García.

México, Distrito Federal. 12 de Junio



los Sistemas de Control

en Aguas Profundas


Sánchez Martínez .

Ing. José Antonio Hernández Guzmán.

de Junio del 2012.

II

Índice.

Índice de Ilustraciones. .......................................................................................................... IV

I.1. Objetivo general. ................................................................................................................. VII

I.1.2 Objetivos particulares. .................................................................................................. VII

I.2 Justificación. ......................................................................................................................... VII

I.3 Características principales de las aguas someras y aguas profundas. ......................... VIII

I.5 ¿Por qué incursionar en las aguas profundas? ............................................................ XV

I.7 Normatividad en la Industria Petrolera en México y en los Organismos Subsidiarios. ............................................................................................................................................... XIX

I.8 Introducción. ........................................................................................................................ XXI

I.9 La explotación actual en el Golfo de México. ................................................................. XXIII

CAPITULO 1. Administración de un Proyecto Basándose en el Modelo VCD. .................. 26

1.1 Metodología (Visualización Conceptualización Y Definición) VCD. ................................. 26

1.2 Características principales. ....................................................................................... 32

1.3 Beneficios. .................................................................................................................. 32

CAPITULO 2. Arquitectura Típica de un Sistema Submarino.[R1] ...................................... 33

2.1 Equipos que Conforman a los Sistemas de Control Submarino. ............................... 36

2.1.1 Equipo en Superficie. ............................................................................................. 37

2.1.2 Equipo en el Fondo Marino. .................................................................................... 41

Capitulo 3. Tipos de Sistemas de Control Submarino. .......................................................... 52

3.1 Sistemas Todo Hidráulico. ............................................................................................. 52

3.2 Sistemas Electro-Hidráulicos. ........................................................................................ 54

3.3 Sistemas Todo-Eléctricos. ............................................................................................. 55

3.4 Requerimientos Generales y Funcionales de los Sistemas de Control. ........................ 57

III

3.4.1 Requerimientos del Equipo Localizado en Superficie. ............................................. 57

3.5 Requerimientos del Equipo Localizado en el Fondo Marino. ...................................... 63

3.5.1.3 Requerimientos de diseño. .................................................................................. 65

Capitulo 4. Selección del Sistema de Control Adecuado. ..................................................... 70

4.1 Características de los sistemas hidráulicos directos. .................................................. 72

4.2 Características de los sistemas electro-hidráulicos multiplexados. ........................... 73

4.3 Características de los sistemas Eléctricos. .................................................................. 74

4.4 Filosofía de Diseño del Sistema de Control Submarino. ............................................. 76

4.5 Propuesta para la Selección de Equipo Considerando las Condiciones del Golfo de México .................................................................................................................................... 81

Capitulo 5. Evaluación Económica. ......................................................................................... 84

Retos Tecnológicos. ................................................................................................................. 87

Conclusión ................................................................................................................................... 91

Anexo A. Comparación de sensores entre diferentes marcas. ............................................. 94

Glosario. ................................................................................................................................. 96

Fuentes de Investigación. .......................................................................................................102

IV

Índice de Ilustraciones.

Pag.

Imagen 1.1 Regiones marinas del Golfo de México. …………………………………….. VIII

Imagen 1.2 Plataforma petrolera ubicada en aguas someras. ……………….………...X

Imagen 1.3 Sistema de producción flotante en aguas profundas. ..................................XII

Tabla 1.1 Resultados de perforaciones realizadas años anteriores en aguas

profundas. ….………………………………………..………………………...XV

Tabla 6.2 Equipos contratados por PEMEX. ………………………………………….XVII

Tabla 6.3 Profundidades de los pozos asignadas a las cuatro compañías. ……….XVII

Diagrama 1.1 Aéreas de estudio normalizadas. …………………………………….…XX

Grafica 1. Reservas probadas 1999-2005. …………………………………....................XXIV

Grafica 2. Porcentaje de la producción total del país proveniente del yacimiento de

Cantarell. ……………………………………………….....................................XXIV

Diagrama 1.2 Proceso de la Metodología VCD. ………………………………………….27

Diagrama 1.3 Primer etapa de la metodología VCD. …………………………………….28

Diagrama 1.4 Segunda etapa de la metodología VCD. ………………………………… 29

Diagrama 1.5 Tercer etapa de la metodología VCD. …………………………………….30

Diagrama 1.6 Cuarta etapa de la metodología VCD. …………………………………… 30

Diagrama 1.7 Quinta etapa de la metodología VCD. …………………………………… 31

Imagen 1.4 Estructura típica de un Sistema Submarino. ………………………………..35

Imagen 2.1 Arquitectura de un Sistema Submarino. …………………………………….36

Imagen 2.2 Estación de Control Maestra. ………………………………………………...38

V

Imagen 2.3 Unidad de Alimentación Hidráulica. ………………………………………… 39

Imagen 2.4 Unidad de Alimentación Eléctrica. …………………………………………...40

Imagen 2.5 Unidad de inyección de químicos. …………………………………………...40

Imagen 2.6 Unidad de terminación de umbilical en cubierta. …………………………...41

Imagen 2.7 Módulos de control submarino de diferentes marcas. ……………………..43

Imagen 2.8 Arboles submarinos de diferentes marcas. …………………………………44

Imagen 2.9 Recolectores de producción (Mainfolds). …………………………………...45

Imagen 2.10 Estrangulador tipo Manguillo con orificios. ………………………………..46

Imagen 2.11 Unidad de distribución submarina de Cameron. ………………………….47

Imagen 2.12 Umbilicales de diferentes capacidades. ……………………………………47

Imagen 2.13 Unidades de terminación de umbilical submarinos. ……………………...48

Imagen 2.14 Líneas de suministro eléctrico e hidráulico. ……………………………….49

Imagen 2.15 Plet y Plem. ……………………………………………………………………49

Imagen 2.16 Tipos de sistemas de produción. ……………………………………………51

Tabla 2.1 Fabricantes de equipo submarino. ……………………………………………..51

Grafica 4.1 Respuesta típica de las funciones hidráulicas de los diferentes Sistemas de

Control Submarino. …………………………………………………………………………..75

Diagrama 4.2 Diagrama a Bloques de un Sistema de Producción Submarino. ……….79

Tabla 5.1 Equipo utilizado. ………………………………………………………………….84

Tabla 5.2 Insumos. …………………………………………………………………………..84

VI

Tabla 5.3 Factor humano. …………………………………………………………………..85

Gráfica 5.1 Diagrama de Gantt. …………………………………………………………...86

Tabla 6.1 Perforaciones en aguas profundas de PEMEX. ………………………….…..89

Gráfica 6.2 Producción mundial diaria en aguas profundas. ……………………………90

Tabla A.1 Fabricantes de sensores. ……………………………………………………….94

Tabla A.2.1 Especificaciones técnicas de sensores. …………………………………….95

Tabla A.2.2 Especificaciones técnicas de sensores. …………………………………….95

VII

I.1. Objetivo general.

Realizar un análisis sobre los sistemas de control en aguas profundas, recopilando

la información existente sobre aguas profundas y analizándola en base a la

normatividad internacional vigente y otras investigaciones en la materia.

I.1.2 Objetivos particulares.

• Considerar los trabajos realizados alrededor del mundo para tomen mejores

decisiones al elegir el equipo que se utilizara.

• El personal que labore en las instalaciones lo haga en todo momento bajo

condiciones de seguridad para mantener su integridad.

• Conocer los equipos que existen en el mercado.

• Aportar recomendaciones técnicas pertinentes para ir madurando en esta

área en la cual se está incursionando.

I.2 Justificación.

Dada la situación en la cual se encuentra el país, donde las reservas del

hidrocarburo se están reduciendo considerablemente y es necesario

incrementarlas debido a que uno de los principales yacimientos que por años ha

aportado la mayor parte de hidrocarburo al país está en su fase de declinación,

por lo cual la importación del hidrocarburo ha aumentado[R2].

Y es necesario incursionar en aguas profundas, dado que es una parte muy

importante para incrementar las reservas nacionales y así mantener dentro del

mercado petrolero.

Para así poder conocer el mercado y tener la capacidad de tomar decisiones

oportunas, bajo una investigación y un análisis previo aplicado específicamente al

Golfo de México en el área de aguas profundas.

VIII

I.3 Características principales de las aguas somera s y

aguas profundas.

En la industria del petróleo existen tres clasificaciones dependiendo la profundidad

en la cual se encuentran la superficie sobre la cual se realizara la perforación

tomando como referencia el nivel del mar, si esta se encuentra a nivel del mar o

sobre el nivel con sus siglas en ingles on-shore, aquellas que se encuentran mar

dentro y se considera hasta los 500 m bajo el nivel del mar como aguas someras y

sus siglas en ingles off-shore, de 500 m hasta los 1,500 m se consideran aguas

profundas (deep water), mientras que aquellas en las cuales la profundidad va de

1,500 m hasta los 3,000 m se les conoce como aguas ultra profundas (ultra deep

water). En la imagen I.1 podemos apreciar cómo se dividen las regiones marinas

según su profundidad. [R3]

Imagen I.1 Regiones marinas del Golfo de México

Bajo estas tres definiciones podemos darnos cuenta que en las áreas donde se

cuenta con mayor experiencia son en las cuales las reservas probadas son cada

día menores y la producción se reduce cómo pasa el tiempo, lo cual no permite

mantener un mercado competitivo, y nos preguntaríamos ¿cuáles son esas

grandes diferencias? las cuales no permiten explotar los yacimientos si el objetivo

principal en cada uno es el mismo.

IX

A continuación se menciona algunas de las características principales en cada

caso:

I.3.1 Para los pozos que se encuentran al nivel o sobre el nivel del mar:

• Los equipos y la instrumentación no tiene que soportar condiciones

ambientales extremas.

• La cantidad de equipo utilizado es menor.

• Se cuenta con una mayor experiencia en cuanto a las acciones de

exploración y diseño de los sistemas de control para mantener una

producción constante y brindando un ambiente seguro a las personas que

laboran en estos pozos.

• Las intervenciones al pozo como son las tareas de mantenimiento,

reparaciones y modificaciones, son más sencillas y económicas realizarlas

ya que la manipulación del equipo, las mediciones en puntos específicos

donde pudiera haber una posible falla se puede realizar de manera

inmediata por el mismo personal en caso de que algún dispositivo llegara

a fallar.

• En caso de una falla crítica en el sistema de control existe la posibilidad

de cerrar manualmente las válvulas de seguridad.

• Representan una mayor ganancia ya que la inversión que se realiza para

extraer el hidrocarburo es mucho menor que en los otros casos.

• Es más sencillo realizar una evacuación de la zona en caso de

emergencia.

I.3.2 Para los pozos localizados en aguas someras:

• El equipo utilizado tanto en el fondo marino como en superficie debe estar

diseñado para soportar condiciones ambientales específicas dependiendo

X

la zona que estén ubicados los pozos y de qué manera se esté llevando la

producción a la superficie ya sea hacia una plataforma o hacia alguna

estación en superficie.

• La cantidad de equipo necesario para la producción, control y monitoreo se

incrementa.

• Se tiene la facilidad de construir complejos de gran tamaño como se puede

apreciar en Imagen 1.2 se muestra una plataforma petrolera que cuenta con

una zona para albergar al personal que se encuentra laborando en este

complejo.

Imagen I.2 Plataforma petrolera ubicada en aguas someras.

• La experiencia adquirida hasta el momento es considerable y se han

superado los retos ante los cuales se han enfrentado, siempre buscando la

confiabilidad de los sistemas y la integridad del personal.

• Las intervenciones a los pozos se vuelve más complicado ya que depende

de las condiciones ambientales para poder realizar tareas de

mantenimiento, revisiones a las instalaciones en plataforma y en las

instalaciones submarinas.

• Las intervenciones en el equipo submarino se realiza por medio de buzos

hasta profundidades de 300 m pero ellos tienen que ser sometidos a una

XI

sesión en una cámara hiperbarica después de haber realizado la tarea. Así

también, se realizan intervenciones por medio Vehículos Operados

Remotamente (ROVS) (Remote Operated Vehicles) para aquellas zonas en

los cuales los buzos ya no pueden acceder por cuestiones de seguridad

Cumpliendo por lo establecido por la norma ISO 13628-6 [R1].

• La ubicación del equipo en el fondo marino deberá estar ubicado de tal

manera que cumpla con los requisitos establecidos por la norma ISO

13628-6, en su sección 7 (subsea equipment) y por lo establecido por la

norma ISO 13628-8 Remotely Operated Vehicle (ROV) Interfaces on

Subsea Production Systems, en su sección 4.2 Intervention by ROV. Para

el acceso adecuado del ROV.

• En caso de una falla crítica el sistema de control debe ser lo

suficientemente confiable para poder ejecutar las acciones pertinentes sin

poner en riesgo las instalaciones.

• En caso de requerir de alguna reparación en el fondo marino se esta sujeto

a la disponibilidad de las compañías que provén el servicio del ROV.

• La inversión desde la exploración hasta la perforación y producción es

mayor que para los pozos en tierra.

I.4 Para los pozos localizados en aguas profundas:

• No se tiene la experiencia para explotar pozos a estas profundidades.

• Se toma entre 8 a 10 años para desarrollar un proyecto.

• Para el diseño se utiliza la metodología Visualizar Conceptualizar y Definir

(VCD) ya que se vuelve mucho más complejo y todas las consideraciones

que se tomen antes de comenzar el proyecto serán cruciales para la

explotación adecuada del yacimiento.

• Se incrementan los factores a estudiar durante la exploración ya que es

necesario conocer lo mejor posible el área en la cual se trabajara.

XII

• Se incrementa el riesgo ya que a diferencia de las aguas someras el

complejo se vuelve más reducido y una sola plataforma debe contener todo

el equipo y la zona habitacional de ser necesario.[R3]

Imagen 1.3 Sistema de producción flotante en aguas profundas.

• Los riesgos y peligros aumentan conforme aumenta la profundidad y

aumenta el costo para desarrollar el proyecto.

• Se requiere la presencia de unidades de producción flotantes.

• Las condiciones en el fondo marino se vuelven más criticas ya que las

deferencia de temperaturas entre el hidrocarburo en el interior de la tubería

y el exterior se incrementan, así también las altas presiones en fondo del

mar incrementan la posibilidad de la formación de sedimentos en el interior

de las líneas de producción y como consecuencia se reduce la producción

total del yacimiento.

• El equipo utilizado en el fondo marino deberá tener la capacidad de

soportar las presiones, temperaturas y fuertes corrientes marítimas.

• La cantidad de equipo necesario para la producción, control y monitoreo es

mayor que en los casos anteriores.

• Todas las intervenciones a las instalaciones y al equipo localizado en el

fondo marino son realizadas únicamente por ROV, desde que se realiza la

XIII

instalación del equipo, las interconexiones del equipo hasta llegar a la fase

de producción. Según lo establecido por la ISO 13628-8.

• El equipo deberá estar acomodado estratégicamente para que los ROV

tengan la facilidad de acceder a todo el equipo situado en el fondo marino

sin ningún problema.

• En caso de falla crítica el sistema de control deberá tener la capacidad de

responder bajo las condiciones ambientales extremas o por fallas que

pudieran llegar a surgir a causa de las mismas.

• Una vez que el proyecto se encuentra funcionando se vuelve muy difícil

realizar una modificación ya que se vuelve muy costoso y el acceso al

equipo se realiza mediante embarcaciones que brindan el servicio

especializado.

• En caso de requerir alguna reparación en el fondo marino se está sujeto a

la disponibilidad de las compañías que proporcionan el servicio de los ROV.

Como se puede apreciar conforme se incursiona en el área de aguas profundas

nos damos cuenta que es necesario tener un estudio más completo del proyecto

en el cual se trabajará ya que las variables que involucran la exploración,

desarrollo y producción se incrementan conforme aumenta la profundidad, por

consecuencia los costos se incrementan hasta cuatro veces por encima del costo

que tiene un desarrollo en aguas someras, es decir que el desarrollo de un

proyecto de aguas profundas tiene un costo alrededor de 150 mil millones de

pesos de los cuales aproximadamente el 10% es utilizado únicamente en la etapa

de perforación del pozo. Estos costos se elevan a diferencia de la producción en

aguas someras dado que las características anteriormente mencionadas y

considerando que la renta diaria de la plataforma o del barco que se encargara del

desarrollo del pozo tiene un costo de 490 mil dólares y una intervención en aguas

profundas tiene un costo aproximado de 5 millones de pesos sin contar el costo de

los materiales y/o equipos a remplazar, es por esto que la redundancia entre otros

XIV

puntos mencionados anteriormente en las características de las aguas profundas

se vuelve imprescindible en algunos equipos ya que el objetivo en un desarrollo de

aguas profundas es evitar las intervenciones posteriores cuando ya se ha

finalizado y así no generar gastos adicionales a los que se tenían contemplados

durante la planeación del proyecto, ya que cada intervención posterior a la

finalización del proyecto es un factor de riesgo para las instalaciones y por

consecuencia impactaría directamente en las ganancias calculadas.

En el caso de un pozo en aguas profundas que en la actualidad se está

trabajando, se tiene considerado una inversión aproximada de 13 mil millones de

pesos.

XV

I.5 ¿Por qué incursionar en las aguas profundas?

Las primeras actividades de Pemex en aguas profundas iniciaron en los años 90’s

y el interés de avanzar en las aguas profundas, en esos años estaba relacionado

con la preocupación por el desarrollo tecnológico en Pemex. Con apoyo en la

información sobre la declinación de los grandes campos descubiertos alrededor de

los 70’s se buscaba elaborar un programa de largo plazo para la exploración y

desarrollo de campos en aguas profundas en el Golfo de México.

La declinación de Cantarell, empieza desde los años 90’s, siendo uno de los

principales motivos para impulsar un programa exploratorio. Principalmente se

desarrollaron proyectos de sísmicas para poder ubicar localizaciones de

perforación en aguas profundas, los cuales han revelado la ubicación de varios

lugares donde se podría encontrar yacimientos de hidrocarburo, a continuación se

muestra en Tabla I.1 que contiene algunos pozos perforados y sus características.

Perforaciones de Pozos en Aguas Profundas [R4].

Pozo Año Tirante de

Agua

Prof. Del

Pozo

Resultado Pruebas

De Producción

Reserv a

Total

CHUKTAH 2004 513 4,901 ----------- Hoyo seco -----------

NAB

2004

679

4,050

Crudo

117 barriles

diarios

32.6 millones

BPCE

NOXAL

2006 936 3,640 Gas

9.5 mmpcd1

0.42 Billones

PC

LAKACH

2007

988

3,813

Gas

25-30 mmpcd

1.3 Billones

PC

LALAI

2007

806

3,815

Gas

18 mmpcd

0.7 Billones

PC

CHELEM

2008

810

3,125 ---------

Hoyo seco ----------

Tabla I.1 Resultados de perforaciones realizadas años anteriores en aguas profundas.

1 Millones de pies cúbicos diarios.

XVI

Estos son solo los que se han perforado hasta el momento, pero por la experiencia

que ha tenido Estados Unidos, y la decisión que ha tomado el gobierno de cuba en

el 2008 de iniciar sus actividades en aguas profundas y México siendo un país que

durante mucho tiempo se mantuvo como un exportador de este hidrocarburo

ahora tiene datos que le permiten visualizar que el porcentaje de encontrar el

preciado hidrocarburo en aguas profundas es aproximadamente del 60% lo cual

indica que la probabilidad de encontrar pozos productores es muy alta. [R1]

Y considerando que la región llamada como “perdido” en la cual E.U. tiene el

Great White uno de sus desarrollos más importantes en esta región y algunas

estimaciones indican que el yacimiento podría contener aproximadamente 500

millones de barriles, lo cual nos indicaría que se trata de un yacimiento gigante

[R3].

Y considerando que el Great White se encuentra a 14 Km de la frontera con

México el cual se encuentra una profundidad de 2,441 m [R4], es decir una

profundidad accesible para la tecnología existente. De esta forma México obtiene

indirectamente mayor conocimiento sobre el Golfo de México, para poder conocer

que tipos de yacimientos podríamos encontrar en territorio nacional.

Y con esto tener la confianza de que en las aguas profundas se cuenta con un

gran terreno por descubrir en el cual se puede encontrar las reservas suficientes

para elevar la producción y así la industria petrolera en México se mantenga en un

mercado competente con los demás países productores.

I.6 Equipos Contratados por Pemex. [R6]

PEMEX ha contratado en este sexenio, cinco equipos de exploración por un

equivalente, en días de perforación, a veinte años de perforaciones en aguas

profundas.

XVII

En la siguiente tabla se muestran el número de días contratados por equipo, la

capacidad de cada equipo en función de las profundidades que cada uno de ellos

puede alcanzar y algunas de las localizaciones que serán perforadas.

Nombre Capacidad

(pies)

Días

Contratados

Equivalente

en

años

Fecha de inicio

Ocean

Voyager

3 000 931 2.5 10 de agosto de

2007

Noble Max

Smith

6 000 1 095 3 30 de septiembre

2008

Sea Dragon 7 000 1 825 5 2 de enero del

2010

Petro rig III 7 000 1 825 5 2 de enero del

2010

Muralla III 10 000 1825 5 1 de septiembre

del 2010

Tabla I.2 Equipos contratados por PEMEX.

La Ocean Voyaguer, de la empresa estadounidense Diamon Offshore perforo el

Chelem que fracaso y el Tamil que en su momento se consideraba un fracaso

pero que a la fecha se sigue trabajando e invirtiendo en su fase exploración

contemplando que para el 2015 inicie operaciones [R7], así también la plataforma

Max Smith plataforma estadounidense la cual se encargo de la perforación del

pozo Tamha a 1 116 m de profundidad el cual se esperaba que fuera concluido

para el 2008. Con los contratos firmados PEMEX asegura que para el 2015

contará con el equipo para trabajar en aguas profundas [R8].

XVIII

En el periodo del 2008 al 2015 se tiene contemplado cumplir una meta de perforar

32 pozos exploratorios de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México

y se contratarán cuatro plataformas petroleras[R9].

La información que se ha permitido conocer solo incluye los datos de 27

localizaciones, correspondientes al programa de cuatro plataformas, entre las

cuales se encuentran las dos estadounidenses Voyager y Max Smith, más las

noruega Petroring III y la mexicana Muralla III. Ubicación Profundidad De Agua

(metros)

Ubicación Profundidad De Agua

(metros)

Voyager Petrorig III

Tamil 449 Leek 844

Kaix 635 Patokto 1 475

Kukum 875 Nen 1 515

Chelan 890 Maklipa 1 520

Lakach 900 Labia DL 1 600

Max Smith Kuyah 1 650

Holok 1 020 Labay 1 700

Waaj 1 050 Pupuyo 1 975

Tanha 1 116 Muralla III

Lakatch 101 1 200 Pactini 1 390

Sakbe 1 686 Jaca 1 430

Aktutu 1 870 Putzo 1 850

Yoka 2 090 Izumat 1 884

Magnánimo 2 520

Máximino 2 891

Tabla I.3 Profundidades de los pozos asignadas a las cuatro compañías.[R10]

XIX

I.7 Normatividad en la Industria Petrolera en Méxic o y en los

Organismos Subsidiarios.

La aplicación de normas y estándares en la industria petrolera en México es

fundamental ya que por medio de ellas permiten obtener un mayor grado de

confiabilidad y de seguridad, por lo que existen diferentes tipos de normas que se

encargan de regularizar los procesos, sistemas, servicios, etc.

En México la ley menciona distintos tipos de normas entre las cuales encontramos

las Normas Oficiales Mexicanas (NOMs), las Normas Mexicanas (NMX), y la

Normas de Referencia (NRF) [R11].

Las NOMs son un conjunto de disposiciones que permiten regular técnicamente

procesos, productos, sistemas, actividades, instalaciones, métodos de producción

u operación y servicios, así como, la terminología, a través del establecimiento de

criterios que han de ser utilizados para la verificación de su cumplimiento.

Las NMX son lineamientos que se elaboran los organismos nacionales de

normalización, o la Secretaría de Economía en ausencia de las NOMs. Estas

normas son de aplicación voluntaria, pero deberán estar registradas en el

Programa Nacional de Normalización.

Las NRF, son las que elaboran dependencias como son PEMEX, CFE, etc y en

aquellos casos que las normas mexicanas o internacionales, no cubran los

requerimientos o las especificaciones que contengan se consideren inaplicables

[R11].

En el caso de la industria petrolera mexicana al carecer de normas que regulen el

área de Aguas Profundas se recurre a las normas internacionales como son las

ISO 13628-XX las cuales están bajo la jurisdicción de Instituto Americano del

Petroleo (API) American Petroleum Institute , según la especificación API 17X.

Estas normas regulan el Diseño y la Operación de los Sistemas de Producción

XX

Submarinos y en conjunto de otras series de normas que vale la pena mencionar

ya que en el desarrollo de un campo submarino es necesario conocer.

En el Diagrama 1.1 podemos observar las aéreas que están normalizadas de las

cuales estudiaremos Los Sistemas de Control Submarinos para fines de esta

Tesis.

Diagrama I.1. Áreas de estudio normalizadas

A continuación se enlista la normatividad que corresponde al área sistemas de

control referente a los sistemas de producción submarinos:

• ISO 13628-1 Subsea production systems.

• ISO 13628-2 Subsea flexible pipe systems.

• ISO 13628-3 Subsea through flowline (TFL) systems.

• ISO 13628-4 Subsea wellhead and tree equipment.

• ISO 13628-5 Subsea Umbilicals.

• ISO 13628-6 Subsea Production Control Systems2. (En la cual se basa principalmente ésta tesis).

• ISO 13628-7 Workover completion rizer systems.

• ISO 13628-8 Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems.

2 En la API hace referencia a la especificación AP1 17F.

Normatividad

para la

explotación de

un Campo.

Sistemas de

Control

Submarinos

Umbilicales

Materiales

Arboles

Submarinos

Conexiones

Tuberias

Instalación

Seguridad

XXI

I.8 Introducción.

Las aguas profundas es un término para el cual no existe una definición a nivel

internacional. Estados Unidos es el país que inició en esa rama de la industria

petrolera, considera las aguas profundas como aquellas con más de 100 pies de

profundidad, es decir, aproximadamente 300 m [R12], y en ese mismo país algunas

publicaciones petroleras especializadas denominan a las aguas profundas a

aquellas que superan los 500 m de profundidad y aguas ultra profundas a las de

mas de 1,500 m de profundidad3. Brasil que es un país pionero en esas

actividades, no ha puesto alguna definición y fue avanzando en la exploración

marítima, perforando sus primeros campos en aguas profundas de más de 500 m.

En Noruega y Reino Unido, llaman aguas profundas a los campos de 400 m.

PEMEX actualmente define como aguas profundas a aquellas cuyo tirante de

agua es mayor de 500 m. (Para este trabajo se utilizara la definición adoptada por

PEMEX).

Las aguas profundas son un reto ya que no se tiene la experiencia necesaria y es

muy costoso a comparación de la explotación en aguas someras y en superficie,

los procesos y el equipo son muy similares pero las condiciones ante las cuales

permanece el equipo en el fondo marino son totalmente diferentes, existen

factores que afectan directamente el proceso como son las altas presiones, bajas

temperaturas, fuertes corrientes en el fondo del mar (depende de la zona), las

intervenciones en el fondo del mar se realizan por medio de vehículos operados

remotamente, etc.

Así también existen diferentes sistemas de control como son los hidráulicos,

electro-hidráulicos, todo eléctricos, los cuales analizaremos más adelante ya que

3 Véase Offshore y Offshore Enginner, ésta última publica un reporte mensual siguiendo los cambios en la

situación mundial, clasificando como aguas someras a las menores de 500m; aguas profundas a las ubicadas

entre los 500 y 1,500 metros.

XXII

es necesario conocer cada uno de estos porque en función de las necesidades del

cliente y un análisis considerando las ventajas y desventajas de cada sistema,

dado que cada uno de ellos nos ofrece diferentes capacidades en función de los

requerimientos de nuestro desarrollo. Siempre teniendo presente que la seguridad

del personal y el cuidado del medio ambiente son los factores principales con los

cuales se debe cumplir por lo establecido por las normas correspondientes ya que

esto nos brinda confiabilidad.

Y es necesario considerar otras metodologías para la administración de los

proyectos, las cuales nos permitan analizar todos los posibles factores que pueden

afectar al proyecto por medio de un grupo de especialistas de diferentes áreas y

así en función de las aportaciones de cada miembro del equipo, formular la

estrategia idónea para el proyecto en particular buscando mantener un desarrollo

continuo y evitar gastos inesperados.

La industria petrolera en México no cuenta con alguna normatividad que regule el

área de aguas profundas, por tal motivo para este trabajo estará fundamentado en

la normatividad establecida por la ISO (Organización de Estandares

Internacionales). Para los propósitos de este trabajo se basara principalmente en

la norma ISO 13628-6:2000, Petroleum and Natural Gas Industries-Design and

Operation of Subsea Production Systems-Part 6: Subsea Production Control

Systems.

XXIII

I.9 La explotación actual en el Golfo de México.

El petróleo es un recurso natural de origen orgánico el cual se forma a partir de la

descomposición de materia orgánica sometida a altas presiones y altas

temperaturas en el interior de la tierra y químicamente está compuesto por

hidrogeno y carbono dos elementos fundamentales para la producción de energía.

México es un país que durante más de un siglo ha sido exportador de petróleo a

varios países del mundo principalmente a los Estados Unidos.

Actualmente México es un país en el cual las reservas probadas de petróleo se

han reducido considerablemente como se muestra en la grafica 1.1, a causa de la

falta de preocupación por incrementar las reservas o simplemente mantenerlas

como la mayoría de países lo han hecho, y en la actualidad solo se explotan los

pozos que se encuentran en tierra o en aguas someras ya que el costo de

exploración, perforación y explotación son más bajos que aquellos que se

encuentran en aguas profundas. Y del total del petróleo que obtenemos de los

pozos activos aproximadamente el 80% es crudo pesado para el cual no contamos

con la infraestructura necesaria para refinarlo, por tal motivo se recurre a otros

países para realicen esta tarea, por esta razón perdemos la capacidad de tener

mayor utilidades, un mayor número de empleos y la oportunidad de mantener un

mercado competente. En la grafica 1.1 se observa las reservas probadas [R4].

XXIV

4Grafica 1.1 Reservas probadas 1999-2005.

En la actualidad México se ha vuelto un país importador de productos derivados

del petróleo de compañías extranjeras para poder satisfacer la demanda del país

en cuanto a productos refinados como son el gas, la gasolina, disel, lubricantes,

etc. Y de continuar con esta dependencia, la consecuencia sería la disminución en

la producción de crudo en el país y dependiendo cada vez mas de otros países

productores de hidrocarburo.

En la siguiente gráfica se muestra el porcentaje de producción del yacimiento de

Cantarell en relación al total producido en el país.

Grafica 2. Porcentaje de la producción total del país proveniente del yacimiento de Cantarell [R2].

4Petróleo - reservas probadas - volumen - 1999-2005 - comparativo internacional. Información obtenida del

Inegi, Para México: PEMEX. Anuario Estadístico (varios años). México, D.F.

2826026941

25425

1719615700 14600

12900

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Reserva (Millones de barriles)

Reserva

XXV

Podemos observar en la grafica 2 que en el periodos 1981 – 1999 el yacimiento de

Cantarell aporto aproximadamente el 40% de la producción total del país y en el

periodo del 2003 – 2004 este yacimiento proporciono el 63.2% de la producción

total.

Ahora este yacimiento ha llegado a su fase de declinación y aun no se cuenta con

las reservas suficientes para poder mantener una producción competente con los

demás productores, aumentando la importación de hidrocarburos al país.

CAPITULO 1. Administración de un Proyecto Basándose

en el Modelo VCD.

1.1 Metodología (Visualización Conceptualización Y Definición) VCD.

Las decisiones que se toman en una empresa para determinar la inversión que se

realizara en un proyecto son muy complicadas para cualquier empresa y de estas

decisiones muchas veces depende el desarrollo y la subsistencia del proyecto.

Normalmente estas decisiones están basadas en lineamientos estratégicos que

se revisan con cierta periodicidad y en el rendimiento que se obtendría de la planta

o proceso a instalar, básicamente el proyecto depende de estas decisiones para

ser aprobado o rechazado y en muchas de las ocasiones durante el planeamiento

de un proyecto se pasan por alto variables, factores que afectan directamente el

desarrollo del proyecto, como pueden ser los factores ambientales.

Para evitar que durante el desarrollo de un proyecto se encuentren con

circunstancias que pongan en riesgo la inversión que se ha realizado, existe una

metodología para la gestión de proyectos llamada VCD (Visualización

Conceptualización y Definición) que en ingles las siglas son FEL (Front End

Loading), la cual ayudara a evitar tomar decisiones que durante el desarrollo del

proyecto o en un futuro no exijan grandes inversiones que no se tenían

contempladas ya sea para solucionar algún problema o para realizar

modificaciones cuando el proyecto está finalizado.

VCD es un conjunto de procesos que tienen en consideración todos los factores

clave que permiten que la estrategia que se ha planeado se convierta en un

proyecto viable. Esta es una metodología basada en el concepto de aprobación,

donde en cada fase se aprueba o no, el pasar a la siguiente fase. Cada fase

implica un desarrollo cada vez mayor de los estudios involucrados, disminuyendo

así la incertidumbre, pero también requiere un mayor tiempo para su ejecución.

Esta metodología brinda un soporte a la toma de decisiones ya que se divide en la

planificación e ingeniería del proyecto en etapas escalonadas, reduciendo riegos,

y mantenimiento a corto y a largo plazo, a su vez estas están divididas en fases.

Cada fase antes de ser iniciada, debe de ser correctamente planificada y su fase

anterior auditada y aprobada.

Es especialmente útil en proyectos con una inversión superior a los 20 millones de

dólares, y está siendo utilizada en las industrias de procesos y en los procesos

referentes a la producción de hidrocarburos.

Diagrama 1.2

ANALIZAR

EJECUTAR

DEFINIR

CONCEPTUA

LIZAR

VISUALIZAR

Espacio de Ejecución:

Materialización del valor.

Espacio de Decisiones:

Identificación de valor.

27


e ingeniería del proyecto en etapas escalonadas, reduciendo riegos,



bada.

s especialmente útil en proyectos con una inversión superior a los 20 millones de


referentes a la producción de hidrocarburos.

agrama 1.2 Proceso de la Metodología VCD

ANALIZAR•Evaluación global de la fases anteriores para futuros

proyectos (Lecciones Aprendidas).

EJECUTAR

•Construcción y puesta en marcha del proyecto.

DEFINIR• Obtención del prersupuesto.

• Contratación.

CONCEPTUA

LIZAR •Selección y evaluación del mejor ecenario.

•Refinamiento del mismo.

VISUALIZAR •Generación de esenerios.

•Factibilidad tecnicoeconómica.

•Alineación con las estrategias de negocio.


e ingeniería del proyecto en etapas escalonadas, reduciendo riegos,



s especialmente útil en proyectos con una inversión superior a los 20 millones de


Evaluación global de la fases anteriores para futuros

proyectos (Lecciones Aprendidas).

Construcción y puesta en marcha del proyecto.

Obtención del prersupuesto.

Selección y evaluación del mejor ecenario.

Refinamiento del mismo.

Generación de esenerios.

Factibilidad tecnicoeconómica.

Alineación con las estrategias de negocio.

Sus Fases son:

• VCD 1.- Visualización

• VCD 2.- Fase conceptual del proyecto.

• VCD 3.- Fase de ingeniería.

• VCD 4.- Ejecución.

• VCD 5.- Análisis global de las fases anter

1.1.1 VCD 1 (Visualización

proyecto).

Esta fase sirve para analizar la oportunidad del negocio o proyecto y se basa en el

estudio de factibilidad técnico

analizando la respuesta que tendrá el proyecto

ésta es primordial para los inversionistas, porque ellos necesitan saber en cuanto

tiempo recuperaran su inversión y por

ganancias, y en función de esto se autoriza o rechaza la primer fase.

Diagrama 1.3

Identificar Proyecto

28

Visualización de la oportunidad y planeamiento del proyecto

Fase conceptual del proyecto.

Fase de ingeniería.

Ejecución.

Análisis global de las fases anteriores para futuros proyectos.

Visualización de la oportunidad y planeamiento del


estudio de factibilidad técnico-económico, fundamentando el alcance del

analizando la respuesta que tendrá el proyecto a corto y mediano plazo ya que

sta es primordial para los inversionistas, porque ellos necesitan saber en cuanto

tiempo recuperaran su inversión y por cuánto tiempo estarán obteniendo

n función de esto se autoriza o rechaza la primer fase.

Diagrama 1.3 Primer etapa de la metodología VCD

Generar Posibles EsenariosEvaluación Costo

y planeamiento del proyecto.

iores para futuros proyectos.

de la oportunidad y planeamiento del


económico, fundamentando el alcance del proyecto,

a corto y mediano plazo ya que

sta es primordial para los inversionistas, porque ellos necesitan saber en cuanto

tiempo estarán obteniendo

n función de esto se autoriza o rechaza la primer fase.

Evaluación Costo-

Beneficio

1.1.2 VCD 2 (Fase conceptual del proyecto).

En esta fase se realiza un análisis

de mano de obra; factores

proyecto, como podrían ser

con el personal debidamente capacitado

Así también se forma un equipo de ingenieros y especialistas de diferentes

para realizar la evaluación de las tecnologías existentes

amplio del proyecto que se desea llevar a cabo y tener la capacidad de identificar

las fortalezas y debilidades con las que se cuentan en el momento de iniciar el

proyecto. Cada especialista tendrá un

buscará que durante el desarrollo del proyecto cuente con todo lo necesario para

poder realizar su trabajo sin problemas.

Es de gran utilidad el conocer

enfrentar durante el desarrollo d

anticiparse a dichos eventos

realiza un plan de trabajo para asignar

que conforma el grupo de trabaj

cada una de las fases.

Diagrama 1.4

Identificar Tecnologias

Disponibles

29

2 (Fase conceptual del proyecto).

En esta fase se realiza un análisis tanto del equipo, materiales, s

factores que puedan afectar u obstaculizar

proyecto, como podrían ser factores ambientales, disposición de equipo

con el personal debidamente capacitado.

Así también se forma un equipo de ingenieros y especialistas de diferentes

para realizar la evaluación de las tecnologías existentes y tener un panorama



Cada especialista tendrá una perspectiva diferente a los demás y

que durante el desarrollo del proyecto cuente con todo lo necesario para

poder realizar su trabajo sin problemas.

de gran utilidad el conocer los principales problemas a los cual

durante el desarrollo de un proyecto y así tener la posibilidad de

a dichos eventos en caso que se llegaran a presentar

un plan de trabajo para asignar las responsabilidades a cada integrante

conforma el grupo de trabajo y asignar el tiempo que tomará

Diagrama 1.4 Segunda etapa de la metodología VCD

Identificar Tecnologias Formar Grupo de

Trabajo Multidiciplinario

Evaluar los Posobles

Factores de Riesgo

, software y costo

obstaculizar el desarrollo del

factores ambientales, disposición de equipo y/o contar

Así también se forma un equipo de ingenieros y especialistas de diferentes aéreas

tener un panorama más



diferente a los demás y

que durante el desarrollo del proyecto cuente con todo lo necesario para

a los cuales se podrían

así tener la posibilidad de

en caso que se llegaran a presentar, y por último se

las responsabilidades a cada integrante

o y asignar el tiempo que tomará en completar

Evaluar los Posobles

Factores de Riesgo

1.1.3 VCD 3 (Fase de ingeniería).

En esta fase se desarrolla a detalle el alcance

las actividades relacionadas con

para plasmar las ideas ya aprobadas en las dos etapas anteriores, se analizan las

especificaciones de los equipos que se utilizará

cumplan con la normatividad, diseño y desempeño esperado.

Así también se involucran

en el proyecto para evitar pasar por alto algún detalle crucial que afecte el

continuo.

Diagrama 1.

1.1.4 VCD 4 (Ejecución).

Se lleva a la práctica todo lo que se ha planeado y analizado en las fases

anteriores, incluyendo la ingeniería, el diseño, la

es la fase que más tiempo y dinero se

depende la calidad con que se hayan realizado las fases anteriores.

Diagrama 1.6

Solidificar IdeasAsignar Tareas a

Desarrollar

Inicia la Inverción en

Equipo, Material y Mano de Obra

30

(Fase de ingeniería).

En esta fase se desarrolla a detalle el alcance detallado del proyect

las actividades relacionadas con ingeniería, se realizan los diagramas necesarios


de los equipos que se utilizarán para estar seguros que esto

cumplan con la normatividad, diseño y desempeño esperado.

también se involucran a los especialistas de todas las áreas

en el proyecto para evitar pasar por alto algún detalle crucial que afecte el

Diagrama 1.5 Tercer etapa de la metodología VCD

4 (Ejecución).


la ingeniería, el diseño, la construcción y el montaje. Esta

empo y dinero se invierten, y el excito del proyecto depende

la calidad con que se hayan realizado las fases anteriores.

Diagrama 1.6 Cuarta etapa de la metodología VCD

Asignar Tareas a

Desarrollar

Comprobar

Disponibilidad EquipoAprobación Proyecto

Equipo, Material y Mano de ObraInicia la Contrucción Fin del Proyecto

del proyecto, se definen

, se realizan los diagramas necesarios


n para estar seguros que estos

áreas que participaran

en el proyecto para evitar pasar por alto algún detalle crucial que afecte el trabajo


y el montaje. Esta

del proyecto depende

la calidad con que se hayan realizado las fases anteriores.

Aprobación Proyecto

Fin del Proyecto

31

1.1.5 VCD 5 (Análisis global de las fases anteriore s para futuros

proyectos).

En esta última fase se realiza un análisis de lo que fue el proyecto desde que se

empezó a planear hasta que se termina, esto para recabar una estadística de

todas las decisiones que fueron tomadas, la ingeniería aplicada, los equipos

utilizados, etc.

Para así poder tomar decisiones similares en futuros proyectos dada la

experiencia previa, si los resultados del proyecto fueron los esperados o replantear

algunas si durante el proceso de ejecución provocaron algunos contratiempos ya

sean económicos o provocaron demoras.

Diagrama 1.7 Quinta etapa de la metodología VCD

Resultados

Estudiar

Resultados

Identificar

Deciciones

Erroneas

Aplicar Mejoras al

Siguiente

Proyecto

32

1.2 Características principales.

Al hacer uso de esta metodología, en ningún momento se remplaza la experiencia

solida y el desarrollo administrativo, sin embargo es una herramienta muy útil,

dado que nos ayuda a definir las necesidades principales en los negocios, nos

permite visualizar y analizar diferentes alternativas de inversión, así también nos

permite definir las principales razones para fundamentar las decisiones que se

toman durante del desarrollo del proyecto y por último se tendrá que analizar,

considerar y visualizar cuales son los puntos cruciales en el proyecto que pueden

obstaculizar o detener el proyecto, esto se refiere al análisis de riesgos.

1.3 Beneficios.

• Reduce los costos del proyecto en un 20% o 30%. Ya que la inversión

principal se realiza posteriormente de haber planteado, analizado una

cantidad muy grande de propuestas realizadas por el equipo de trabajo

considerando todos los escenarios posibles, desde la elección del equipo

que se utilizara, el levantamiento del complejo hasta el abandono del

mismo.

• Reduce la variación en costos en tiempos esperados y en las

características de operación. Ya que una vez tomadas las decisiones,

asegurando la disposición del equipo y habiendo elegido la propuesta que

más se adaptaba a sus necesidades permite un trabajo continuo y evita

tener gastos inesperados.

• Permite conocer los proyecto a fondo y mantener bien ubicado cual es el

principal objetivo.

33

CAPITULO 2. Arquitectura Típica de un Sistema

Submarino. [R1]

Los Sistemas de Producción Submarinos son utilizados para mejorar las reservas,

perforando pozos alrededor de una área, en el caso de aguas profundas o ultra

profundas son áreas que permanecen intactas en muchas partes del mundo ya

que es un reto lograr la producción de los yacimientos ante tantas condiciones

adversas como son las bajas temperaturas en el fondo marino, altas presiones,

fuertes corrientes marítimas, etc. y el equipo submarino tiene como objetivo

conseguir la producción de los yacimientos aun teniendo en contra las condiciones

naturales los cuales son factores que no facilitan la tarea pero, gracias a la

tecnología que hasta ahora se han desarrollado en algunos países nos permite

alcanzar el objetivo principal, que es lograr la producción del yacimiento bajo una

filosofía de confiabilidad y seguridad, a ciertas profundidades5.

Un Sistema Submarino está constituido principalmente por:

a) Equipo en Superficie.

• Sistema de Producción Flotante.

• Sistema de Almacenamiento.

• Estación de Control Maestro.

• Unidad de Alimentación Hidráulica.

• Unidad de Alimentación Eléctrica.

• Unidad de Inyección de Químicos.

• Unidad de Terminación de Umbilical en Superficie. 5 Los pozos más profundos en la fase de producción están alrededor de los 2400m.

34

b) En el Fondo Marino.

• Modulo de Control submarino.

• Árbol Submarino.

• Estrangulador.

• Manifols (Recolector de Producción).

• Umbilicales (Tubería que trasmites señales).

• Unidad de Distribución Submarina.

• Flying Leads (Conectores Submarinos).

• Jumpers (Interconexiones entre equipo y equipo).

• Unidad de Terminación Submarina.

• Plet’s (Pipeline End Termination)

• Plem’s (Pipeline End Manifold)

• Válvulas de Seguridad y de Control de Producción.

• Sensores de: presión, temperatura, detección de arena, flujo, etc.

Estos equipos son los que conforman un sistema de control submarino.

35

Algunos de los equipos localizados en superficie tienen la función de enviar

señales a los equipos localizados en el lecho marino, algunos otros de enviar

fluidos para el mantenimiento de las tuberías y otros de transportar tanto las

señales como los fluidos.

6Imagen 1.4 Estructura típica de un Sistema Submarino.

6 Imagen propiedad de Cameron.

36

2.1 Equipos que Conforman a los Sistemas de Control Submarino.

Los sistemas de control submarinos están constituidos por dos partes que son

todos los equipos que se ubican en la superficie y en el fondo marino, los cuales

se encargan de estar trasmitiendo señales de comunicaciones, eléctricas e

hidráulicas entre sí, con la finalidad de mantener una producción constante y bajo

condiciones seguras.

En la Imagen 2.1 podemos observar una Arquitectura de un Sistema Submarino

donde podemos apreciar cómo se encuentran distribuidos los equipos en el fondo

marino y en superficie podemos observar las diferentes estructuras que se pueden

utilizar para albergar el equipo en superficie.

Imagen 2.1 Arquitectura de un Sistema Submarino.

37

2.1.1 Equipo en Superficie.

En superficie encontraran todos los equipos que se encargan de proveer la

energía necesaria a los equipos que se encuentran en el fondo marino como es la

energía eléctrica e hidráulica, así como equipos de comunicaciones que se

encargan de estar monitoreando las señales de los sensores, válvulas y equipos

de control ubicados en el fondo marino.

A continuación se mencionan los equipos que se encuentran en superficie.

2.1.1.1 Estación de Control Maestra (MCS) Master Control Station.

La estación de control maestra es la unidad por medio de la cual se controla y

monitorea el sistema de control submarino y es instalado en superficie. Una red de

dos canales completos y en forma independiente le permite proporcionar una alta

confiabilidad para el monitoreo simultaneo de datos de y hacia el equipo

submarino y superficial. En el caso de que falle la red de canales, los otros

continúan operando el sistema de control. Así también ejecuta las aplicaciones de

software requeridas para monitorear y controlar el sistema de producción

submarino y equipos asociados como la Unidad de Alimentación Hidráulica HPU

(Hidraulic Power Unit) y la Unidad de Alimentación eléctrica EPU (Electric Power

Unit).

Su complejidad puede ir desde un panel hidráulico manual hasta un sistema

automatizado. El sistema automatizado computarizado, puede ser configurado de

tres formas diferentes:

• Integrado totalmente con el Sistema de Control Distribuido DCS (Distributed

Control System) de la instalación en superficie.

• Como terminal individual autónoma (stand-alone) como interface primaria

para el control del sistema submarino.

38

• Como terminal individual con interface al DCS y al equipo submarino. El

DSC es la interface primaria del operador para el control del sistema

submarino. La Estación de Control Maestra MCS (Master Control Station)

es la interface secundaria, que debe soportar capacidades para desarrollar

el control submarino debido a falla del DCS o del enlace hacia el DCS.

(Esto bajo lo establecido por la Especificación 13628-6 “Specification for

Subsea Production Control Systems”, en su sección 6.4.1)

Imagen 2.2 Estación de Control Maestra.

2.1.1.2 Unidad de Alimentación Hidráulica HPU (Hidr aulic Power Unit).

La unidad de alimentación hidráulica proporciona al sistema de control un

suministro estable y limpio del fluido hidráulico hacia las válvulas submarinas

operadas remotamente. El fluido es alimentado por medio del umbilical hidráulico,

y los Módulos de Control Submarinos SCM’s (Subsea Control Module’s) para

operar los actuadores de las válvulas submarinas.

39

Imagen 2.3 Unidad de Alimentación Hidráulica.

Los principales componentes del HPU son:

• Sistemas de recuperación de fluidos.

• Controles PLC autónomos.

• Arrancadores de motor a bordo.

2.1.1.3 Fluidos de Control.

Son los líquidos base agua/glicol son utilizados para transmitir, controlar y

distribuir señales hidráulicas y de energía desde la HPU hacia el sistema de

control submarino, para el control de las válvulas actuadas de los arboles

submarinos y manifolds.

2.1.1.4 Unidad de Alimentación Eléctrica (EPU) Electric Power Unit .

La unidad de alimentación eléctrica normalmente protegida por una UPS y

Suministra energía eléctrica a los equipos localizados en superficie y al equipo

submarino vía umbilical. La EPU debe incluir dispositivos de seguridad que

aseguren que bajo condiciones de falla eléctrica, el personal y el equipo están

protegidos de riesgos eléctricos.

40

Imagen 2.4 Unidad de Alimentación Eléctrica.

2.1.1.5 Unidad de Inyección de Químicos (CIU) Chemical Injection Unit .

La CIU suministra la inyección individual o mezcla de químicos a una presión

constante, regulada o en volumen medio. El fluido es suministrado por el umbilical

hidráulico y el sistema hidráulico de distribución submarino hacia los puntos de

inyección del sistema de producción submarino.

Imagen 2.5 Unidad de inyección de químicos.

Normalmente la CIU tiene las siguientes características:

• Diseño estándar adecuado para trabajar en aéreas de gases peligrosos.

• Control de flujo autor regulado, válvulas para mantener constante el flujo

independiente de la presión interna y externa.

• Arrancadores de motor proporcionados por otros en localizaciones remotas.

41

2.1.1.6 Modem.

Esta unidad se encarga de modular y demodular las señales de comunicación

para su transmisión hacia y desde los equipos submarinos.

2.1.1.7 Unidad de Terminación de Umbilical en Cubie rta TUTA ( Topside

Umbilical Termination ).

Esta unidad concentra los servicios de fluidos de control hidráulicos, fluidos de

inyección de químicos, señales de comunicación y líneas de suministro de

enegización; los cuales son enviados a las Unidades de Distribución de

Umbilicales Submarinos SUDU’s (Subsea Umbilical Distibution Unit’s) a través del

umbilical, para realizar las funciones de monitoreo y control del sistema de

producción submarino.

Imagen 2.6 Unidad de terminación de umbilical en cubierta.

2.1.2 Equipo en el Fondo Marino.

Los equipos de control submarino pueden variar su complejidad, la cual puede ir

desde una interfaz de umbilical simple (Sistema de Control, Hidráulico Directo)

para el control electro-hidráulico completo. El equipo submarino instalado deberá

diseñarse de manera que sea segura su instalación y su operación. El sistema

deberá reducir al mínimo el peligro para el personal, para el equipo y el medio

ambiente.

42

2.1.2.1 Modulo de Control Submarino SCM ( Subsea Control Module ).

El modulo de control submarino, es un sistema que una vez que un comando es

ejecutado desde la estación de control maestra (MCS), direcciona el fluido de

control hidráulico para operar la válvulas submarinas. Asi también el SCM es un

elemento esencial en el sistema de control submarino, ya que contiene

componentes electrónicos, instrumentación y componentes hidráulicos para llevar

a cabo la operación segura y eficiente de las válvulas submarinas y en el fondo del

pozo. El SCM también proporciona el monitoreo y el control electro hidráulico

multiplexado de una amplia variedad de funciones en el campo, incluyendo las

funciones de los árboles tradicionales, el control de válvulas de los manifolds,

ajuste de estranguladores, indicación de posición de los actuadores, monitoreo de

presión y temperatura del cabezal, monitoreo del fondo del pozo, detección de

arenas, monitoreo de corrosión, y medición del flujo multifásico. Así mismo el SCM

es la interface de comunicación con el sistema superficial por medio de los

umbilicales de control y con la instrumentación submarina y en el fondo del pozo

para el monitoreo y optimización del proceso de producción. El SCM, normalmente

pesa menos de 1000 Kg7 y mide 0.74m x 0.74m x 0.86m de altura, haciéndolo un

módulo de control muy ligero y compacto, esto permite una fácil instalación e

intervención desacuerdo con los estándares internacionales de los ROV.

Comúnmente el SCM dispone de 32 funciones de control, 24 sensores eléctricos

externos (4-20mA), (En el caso de Cameron su sistema de control se denomina

CAMTROL). Esto permite reducir el número de SCMs que se requieren en un

proyecto completo y por consiguiente se reduce el Gastos de Operación (CAPEX)

Capital Expenditures.

7 Especificación para el Modulo de control submarino (SCM) de Cameron.

43

Como se muestra en la Imagen 2.7 existen varios fabricantes de SCM cuyas

características y principio de funcionamiento son muy similares, pero una de las

diferencias a simple vista es la forma que cada uno le ha dado a su unidad, y así

cada uno de ellos utiliza diferentes tecnologías en cuanto comunicaciones,

electrónica, conectores y materiales en función de la experiencia que han obtenido

función de las lecciones aprendidas a través de los proyectos en los cuales han

utilizado sus equipos, siempre buscando mantenerse dentro de la normatividad

establecida por las instituciones internacionales de estándares.

Imagen 2.7 Módulos de control submarino de diferentes marcas.

a), c) y e) SMC (Camtrol) de Cameron. b) SCM de FMC. d) SCM de Weatherford.

2.1.2.2 Árbol Submarino.

El árbol submarino es conocido también como árbol húmedo o árbol de navidad y

está ubicado en la parte superior de la cabeza del pozo, funcionando como una

interfaz entre el pozo y los demás equipos en el fondo marino como son el

manifold, el modulo de control submarino, y la unidad de inyección de químicos.

Está conformado por un arreglo de válvulas las cuales se encargan de contener la

producción y otras válvulas encargadas de darle mantenimiento al pozo en caso

de necesitar intervención por medio de un ROV para realizar una reparación

menor hasta una mayor. Asi también en el árbol submarino se encuentra un

44

compartimento para el SCM y la válvula Choke mejor conocida como

estrangulador, la cual se encarga de mantener una producción controlada

conforme va pasando el tiempo y las condiciones del yacimiento van cambiando.

Existen varios fabricantes entre los cuales se encuentran Cameron, FMC y

AkerSolution. Estos diseñados para trabajar en profundidades de hasta 3000m y

controlando presiones de hasta 15,000 PSI, conforme lo establecido por la norma

ISO 13628-4 en su sección 900 revisar norma.

Imagen 2.8 Arboles submarinos de diferentes marcas.

.a) Árbol submarino de Cameron. b) Árbol submarino de FMC. c) Árbol submarino de Aker Solution.

2.1.2.3 Recolector de Producción ( Manifolds ).

Los manifolds son estructuras localizadas en el lecho marino. Éste consiste de un

arreglo de válvulas, tubos y accesorios. El cual sirve como punto de recolección

central de la producción de los pozos submarinos y redirige el flujo combinado

hacia la plataforma central. En el desarrollo de la arquitectura de algunos campos

submarinos no se requiere de manifold, por ejemplo en los cuales los árboles de

producción, dado que el rizer se conecta directamente a la plataforma central. El

arreglo del manifold puede ser de cualquier forma, aunque normalmente suelen

ser rectangulares o circulares y puede ser una estructura aislada o integrada a una

plantilla. El manifold se puede anclar al lecho marino con pilotes o pilotes faldón.

45

El tamaño se determina por el número de pozos, así como la forma de integración

de los pozos al sistema. El rango de dimensiones para un manifold submarino

sería de 25m por lado (o diámetro), según los requerimientos del cliente y las

características del yacimiento.

Imagen 2.9 Recolectores de producción (Mainfolds).

.a) Mainfold de Cameron. b) Mainfold de Aker solutions. c) Mainfold de FMC.

2.1.2.4 Estranguladores ( Chokes ).

En los sistemas de producción submarinos se busca reducir el número de rizers

que se necesitan para llevar la producción al sistema principal a superficie, esto se

logra recolectando la producción submarina y esta se obtiene por medio de la

válvulas Chokes o estranguladoras, que se encargan de controlar la producción

dirigiendo el flujo de hidrocarburo individual de cada pozo hacia un manifold

submarino.

Los principales estranguladores variables controlados remotamente son:

• Disco rotatorio.

• Manguillo con orificios.

46

• Aguja e Inserto.

La localización de los estranguladores en el sistema submarino tiene una gran

importancia para evitar problemas. Éstos suelen ser de los componentes que

sufren mayor desgaste en el sistema submarino y por lo tanto su ubicación debe

facilitar su mantenimiento.

Imagen 2.10 Estrangulador tipo Manguillo con orificios.

2.1.2.5 Unidad de Distribución Submarina (SDU) Subsea Distribution Unit.

La función principal de la SDU es proporcionar la distribución hidráulica, química y

eléctrica entre el sistema submarino y el umbilical de control principal. Todos los

componentes están adecuados para depositarse en el suelo y protegidos contra la

corrosión para una apropiada instalación (Considerando lo establecido por la

norma ISO13628-6 en su sección 9.2.2.-Corrosion Considerations) y (Lo

recomendado por la API Recomended Prectice 17ª, en su sección 6.- Material and

Corrosión Protection).

Algunas características adicionales son:

• Inclusión de jumper o fliying lead (incluir glosario) por medio de buzos o

ROV.

47

• Sistema de distribución eléctrica con opción de remplazo de fusibles con

buzos o ROV.

• Interface con ROV desacuerdo con el API 17H.

Imagen 2.11 Unidad de distribución submarina de Cameron.

2.1.2.6 Umbilicales.

Los umbilicales transfieren a través de tubos y cables el suministro de energía

eléctrica, señales de comunicación, alimentación hidráulica, y/o químicos de

inyección, según sea requerido por los componentes del sistema de producción

submarino. Las señales de comunicación serán transmitidas por el cable de

alimentación (señal superpuesta sobre la línea sobre la línea de energización).

Imagen 2.12 Umbilicales de diferentes capacidades.

48

2.1.2.7 Unidades de Terminación de Umbilical Submarinos/Sis temas de

Distribución Submarinos SUTA/SDU’s.

La Unidad de Terminación de Umbilical junto con los sistemas de distribución

submarinos, distribuyen el suministro eléctrico, hidráulico y químico, así como las

señales de comunicación eléctricas; desde la terminación del umbilical hacia los

árboles submarinos, válvulas de los manifolds, módulos electrónicos de los

sistemas de control sistemas de control submarinos y puntos de inyección en el

pozo y arboles.

Imagen 2.13 Unidades de terminación de umbilical submarinos.

2.1.2.8 Lineas de Suministro de Servicio Electrico e Hidraulico/Inyección de

químicos ( Flying lead’s ).

Los flying leads son líneas de comunicación eléctricas e hidráulicas, que se usan

para unir los árboles submarinos con la UTAs, manifolds, unidades de distribución,

etc. Las líneas de suministro transfieren energía eléctrica y señales de

comunicación, suministro hidráulico, y/o químicos hacia los componentes del

sistema de producción submarino. Las señales pueden ser transmitidas via

señales superpuestas en los cables de energizacion, líneas de señal y

energizacion separadas, o fibra óptica y cable de suministro eléctrico-separados.

49

Imagen 2.14 Líneas de suministro eléctrico e hidráulico.

2.1.2.9 Pipeline End Termination (Plet) y Pipeline End Manifold (Plem).

Los Plet’s y los Plem’s son equipos que tienen la función de evitar transmitir los

movimientos o las vibraciones del rizer (Tubería principal que envía el

hidrocarburo a la superficie) producidas por las corrientes marítimas al sistema

submarino.

Imagen 2.15

a) Plet (Pipeline End Termination) b) Plem (Pipeline End Manifold)

2.1.2.10 Instrumentación (Sensores de Fondo de Pozo y Submarinos).

La instrumentación consta de los sensores de presión, temperatura, vibración, flujo

y nivel localizados sobre los arboles submarinos, en los mainfolds, umbilicales,

SCM, MCS, etc. Que proporcionaran información para ayudar en las operaciones

de monitoreo del sistema de producción submarina.

50

Si llegara a fallar algún sensor en la instrumentación submarina no deberá afectar

la operación del resto del sistema.

Todas las conexiones y el cuerpo de cualquier sensor utilizado para monitorear las

condiciones del pozo deberá tener la capacidad para soportar las presiones y

trabajar a su máxima capacidad, cumplir con todas las los requerimientos y

especificaciones como son API Spec 6A y API Spec 17D. Estos sensores

deberán tener al menos dos capas entre el cuerpo del sensor y el fluido del pozo.

2.1.2.10 Sistemas de Producción (Plataformas).

La plataforma petrolera es una estructura de grandes dimensiones cuya función

principal es extraer el hidrocarburo de los yacimientos ubicados en el fondo del

mar para que posteriormente sea transportado a las refinerías. Así también tiene

la función de albergar el equipo que equipo que se localiza en superficie.

Tipos de Sistemas de Producción.

• Sistema de Producción Flotante (FPS) Floating Production System

• Sistema de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO) Floating

Production Storage and Offloading Syste.

• Unidad de Almacenamiento Flotante (FSU) Floating Storage Unit

• Spar

• Semi-Sumergible (Semi-Submersible)

• Column Stabilised

• Plataforma de Piernas Tensionadas (TLP) Tension Leg Platform

• CALM Buoy (Catenary Anchor Leg Mooring)

51

Imagen 2.16 Tipos de Sistemas de Producción

En la tabla 2.1 podemos apreciar los diferentes fabricantes del los equipos

utilizados para los sistemas de producción en aguas profundas indicando los

equipos que cada fabricante tiene la capacidad de fabricar.

Tabla 2.1 Fabricantes de equipo submarino.

52

Capitulo 3. Tipos de Sistemas de Control Submarino.

Los Sistemas de Control Submarinos se dividen en tres diferentes tipos de

sistemas en función de sus características, diseño y aplicación, los cuales son:

1. Sistemas Todo Hidráulico.

2. Sistemas Electro-Hidráulicos.

3. Todo Eléctrico.

3.1 Sistemas Todo Hidráulico.

Los sistemas todos hidráulicos son generalmente los menos complicados y los

sistemas de control submarino más fiables. Estos son relativamente lentos en

responder en comparación con los sistemas electro-hidráulicos y tiene una

capacidad limitada para proporcionar datos de telemetría del sistema submarino.

Las necesidades específicas de cada aplicación deben considerarse

cuidadosamente, en particular a las necesidades de datos y velocidad de

respuesta.

En general existen tres tipos de sistemas todos hidráulicos que a continuación se

definirán.

3.1.1 Sistemas hidráulicos directos.

Para los sistemas hidráulicos directos, se proporciona una línea hidráulica para

cada función de apertura/cierre de cada válvula. Se cuenta con un instrumento de

indicación de presión conectado directamente con el actuador de la válvula,

detectando la presión en ese punto o de otra función que se esté controlando.

53

3.1.2 Sistema hidráulico pilotado.

Los sistemas hidráulicos pilotados incluyen un modulo de control submarino que

contiene válvulas piloto, junto con una fuente local de alimentación hidráulica,

generalmente acumuladores que son cargados a través de una línea separada

proveniente de la superficie. Las líneas de la señal son requeridas para suministrar

el suficiente fluido para accionar una de las válvulas piloto pequeñas, y por lo tanto

el fluido hacia el actuador o válvulas. Comparando a un sistema hidráulico directo,

este tipo de sistema extiende la distancia aceptable entre el sistema submarino y

la instalación en superficie debido a la disminución del tiempo de actuación de la

válvula.

3.1.3 Sistema Hidráulico Secuencial.

Los sistemas hidráulicos secuenciales también usan módulos de control con

válvulas piloto especiales que no requieren una línea separada para cada función.

La filosofía consiste en una secuencia incrementada de pasos de presión

hidráulica sobre una sola línea común hacia todas las válvulas piloto dentro de un

modulo, que genera la activación de diferentes válvulas piloto a diferentes niveles

de presión hacia las válvulas de control submarino, usando energía hidráulica

proveniente de los acumuladores submarinos. El número de líneas submarinas se

reduce, ya que una sola línea piloto por árbol es requerida. La desventaja de esta

característica es que la apertura secuencial de las válvulas submarinas es

predeterminada, sin la flexibilidad de operar las válvulas en una secuencia

diferente.

Este tipo de sistemas normalmente es usado como apoyo al sistema electro-

hidráulico, pero también se ha usado como un sistema independiente para reducir

los requerimientos en el umbilical y costos.

54

Nota: Una elección entre estas tres variaciones del sistema todo hidráulico se

debe considerar las necesidades en cuanto a la velocidad de respuesta y de las

capacidades del umbilical.

3.2 Sistemas Electro-Hidráulicos.

El control de sistemas electro-hidráulicos sustituye las señales hidráulicas por

señales eléctricas, las cuales eliminan el tiempo de respuesta (el tiempo de

respuesta se reduce considerablemente al grado de poder considerar que la

respuesta es inmediata). Estos sistemas también tienen la capacidad de

monitorear una gama más amplia de señales submarinas.

Un sistema de control electro-hidráulico requiere un umbilical para el control

eléctrico. Sin embargo, comparando a los sistemas hidráulicos directos y

pilotados, se disminuyen los requerimientos de componentes hidráulicos en el

umbilical.

3.2.1 Sistemas Electro-Hidráulicos Directos.

Los sistemas electro-hidráulicos directos transmiten señales directamente a través

de los diferentes conductores individuales dentro del umbilical de control de forma

directa hacia los solenoides de las válvulas submarinas, localizadas en los

módulos submarinos. Esta opción aumenta el costo del umbilical y es sensible a la

perdida de energía en los conductores múltiples por el incremento de la distancia

hacia la instalación en superficie o costa adentro. Los requerimientos del umbilical

se incrementan en forma directa en relación al número de pozos controlados.

55

3.2.2 Sistemas Electro-Hidráulicos Multiplexados.

Los sistemas eléctrico-multiplexados trasmiten señales eléctricas a uno o más

Módulos de Control Submarinos (SCM) por medio de mensajes digitales

codificados, vía un solo par de conductores o fibra óptica. El SCM descifra el

mensaje y toma la acción apropiada, tal como una actuación de válvula o

interrogación de un sensor submarino. Un umbilical simple puede comunicarse

con todos los pozos en un desarrollo submarino, minimizando así los

requerimientos de componentes del umbilical. Los requerimientos de alimentación

para señales son bajos, ya que la alimentación para la actuación de las válvulas

solenoides es proporcionada a través de una función de alimentación de

alimentación separada. La comunicación y la alimentación pueden ser vía

conductores pares separados o mediante fibra óptica, o las señales pueden

sobreponerse sobre los conductores de alimentación, minimizando el número total

de conductores en el umbilical.

Nota: Los sistemas electro-hidráulicos son generalmente preferidos para pozos

múltiples ya que facilita su operación, la velocidad de operación y los datos de

telemetría son necesarios para el control y monitoreo.

3.3 Sistemas Todo-Eléctricos.

Los sistemas de control todo-eléctricos usan sólo señales eléctricas que

prácticamente eliminan el tiempo de la señal perteneciente al tipo de respuesta y

limitaciones de acumuladores submarinos debido al incremento de los tirantes en

aguas profundas. Estos sistemas también mejoran la capacidad de supervisar los

datos submarinos y datos del equipo (por ejemplo, las características de operación

del actuador sobre el tiempo). Un sistema de control eléctrico requiere al menos

dos líneas eléctricas de control dentro del umbilical (Cumpliendo por lo establecido

por la norma ISO 13628-5, en su apartado 6.2 Design Methodology), y las líneas

necesarias para la inyección de químicos requeridos.

56

3.3.1 Sistema Eléctrico Directo.

Los sistemas eléctricos directos transmiten las señales a través de los

conductores individuales en el umbilical hacia la SUTA, SDU, SCM y

posteriormente a todo el equipo localizado en el fondo marino. Esta opción

incrementa los costos del umbilical y es sensible a la perdida de energía en los

conductores múltiples como resultado a un incremento de la distancia entre la

instalación en cubierta o costa adentro y el sistema submarino de producción. Los

requerimientos del umbilical aumentan en proporción directa al número de pozos

controlados.

3.3.2 Sistemas Eléctrico-Multiplexado.

Los sistemas eléctrico-multiplexados transmiten las señales eléctricas a uno o más

Módulos de Control Submarino (SCM), por medio de mensajes digitales

codificados vía un solo par de conductores eléctricos o fibra óptica. El SCM

descifra el mensaje y toma la acción adecuada, tal como la actuación de la válvula

o la pregunta de un sensor submarino. Un solo umbilical puede comunicarse con

todos los pozos en un desarrollo submarino, minimizando así los requerimientos

de componentes de los umbilicales de control. Los requerimientos de alimentación

para las señales son bajos, subsecuentemente la alimentación para los

componentes de control y la actuación de las válvulas submarinas se proporciona

a través de una función de alimentación separada. La comunicación y la

alimentación pueden ser vía pares de conductores separados o fibra óptica, o

pueden sobreponerse las señales de comunicación sobre los conductores de

energía, minimizando el número total de conductores en le umbilical.

57

3.4 Requerimientos Generales y Funcionales de los

Sistemas de Control.

3.4.1 Requerimientos del Equipo Localizado en Super ficie.

3.4.1.1 Requerimientos Generales.

Todo el equipo de control ubicado en la instalación en superficie debe estar

construido y documentado de acuerdo a las especificaciones de instalación debe

ser parte de la documentación contractual del proyecto en particular.

3.4.1.2 Requerimientos Funcionales.

Los requerimientos funcionales del equipo en superficie incluyen todos o algunos

de los siguientes temas (Tomando lo establecido por la norma ISO 1362-6 Control

Systems en su sección 6.3.- Functional Requirments):

1) Suministro y acondicionamiento eléctrico y/o hidráulico para el equipo

submarino.

2) Comunicación con el equipo submarino.

3) Control y monitoreo del equipo submarino.

4) Comunicación con el equipo de proceso.

5) ESD (Emergency Shutdown)/PSD (Production Shutdown)

6) Inyección de químicos.

7) Comunicación con el equipo de perforación.

3.4.1.3 Estación de control maestra (MCS). (Tomando lo establecido por la

norma ISO 1362-6 Control Systems en su sección 6.4.1.- Master Control

Station MCS)

58

La MCS debe cumplir con las siguientes característi cas:

• Operar seguramente en el medio ambiente específico.

• Proporcionar interfaces operacionales efectivas.

• Desplegar y alarmar condiciones de falla.

• Desplegar el status operacional.

• Proveer capacidades de cierre.

La MCS puede proveer las siguientes capacidades adi cionales:

• Operación secuencial de válvulas.

• Recolección, almacenamiento, análisis y presentación de datos.

• Interface con el sistema remoto de paro de emergencia en el barco

de perforación o de intervención.

• Taza de cambio de presiones para detección de fugas elemental.

• Detección de hidratos por curva de comparación presión

/temperatura.

• Control de flujo por detección de la posición del estrangulador y

presión arriba y abajo del estrangulador.

La aplicación del software debe ser simple y las operaciones de arranque después

de situaciones de paro deben ser bajo estricto control del operador, teniendo el

nivel apropiado de acceso.

Si una configuración doble redundante es utilizada, la transferencia de las

funciones al controlador secundario o de respaldo (hot standby) debe ser

instantáneo de forma que no ocurra perdida de información o control.

La MCS debe de estar diseñada con capacidades de dimensionamiento de

expansión de la MCS debe ser definida durante la fase de especificación.

59

3.4.1.4 Unidad de Alimentación Eléctrica (EPU) (Tomando lo establecido por la

norma ISO 1362-6 Control Systems en su sección 6.4.2.-Electrical Power Unit).

Para los sistemas electro-hidráulicos una EPU, puede ser instalada como un

sistema independiente, o puede estar combinada con la unidad de modem o la

MCS.

La EPU es normalmente protegida por una Unidad de Alimentación Ininterruptible

UPS (Uninterruptible Power Supply) y debe de incluir dispositivos de seguridad

que aseguren que bajo condiciones de falla eléctrica, el equipo y el personal están

protegidos de peligros eléctricos.

Si se utilizan conductores redundantes en el umbilical, la salida de voltaje de la

EPU debería ser individual y ajustable, el diseño debe permitir la conexión y

desconexión de cada par en forma individual.

El diseño debe permitir un fácil acceso al sistema de alimentación para el

mantenimiento y reparación.

Los siguientes parámetros de la EPU deben ser monitoreados por la MCS:

• Voltaje de entrada.

• Corriente de entrada.

• Voltajes/corrientes del umbilical (opcional para líneas de

comunicación).

• Alarmas de sobre voltaje y sobre corriente.

• Aislamiento de línea (opcional).

3.4.1.5 Módem (Tomando lo establecido por la norma ISO 1362-6 Control

Systems en su sección 6.4.3.- Modem Unit).

El módem puede estar conectado a una MCS, dedicada al sistema de control de

producción o, alternativamente puede enlazarse directamente con DCS de la

instalación en superficie.

60

Sí se suministran rutas redundantes de comunicación, los componentes no deben

compartir el mismo hardware, tales como módems o fuentes de alimentación.

Los siguientes parámetros del módem deben ser monitoreados por la MCS o el

DCS:

• Voltaje de entrada.

• Corriente de entrada.

• Voltajes/corrientes del umbilical.

• Aislamiento de línea (opcional).

3.4.1.6 Unidad Ininterrumpible de Alimentación (UPS) (Tomando lo establecido

por la norma ISO 1362-6 Control Systems en su sección 6.4.4.-Uninterruptible

Power Supply, ésta es opcional).

La UPS debe alimentar a la EPU, módem y MCS.

La UPS solo deberá alimentar componentes críticos necesarios para la operación

del sistema de control, las bombas de la HPU no se deben considerarse como

criticas.

La batería de respaldo de la UPS debe ser capaz de brindar alimentación a toda la

carga durante 30 minutos después de la perdida de alimentación en la instalación

en superficie.

Los siguientes parámetros deben ser monitoreados por la MCS:

� Voltaje de entrada.

� Corriente de entrada.

� Frecuencia de salida de la UPS.

� Modo del Bypass de la UPS.

� Modo en línea de la UPS.

� Falla en la UPS.

61

3.4.1.7 Unidad de Alimentación Hidráulica (HPU).

Esta debe de estar equipado para mantener limpias las líneas y cumplan con los

requerimientos establecidos, asi también debe tener la capacidad de filtrar el fluido

que llegue contaminado, como lo estipula la ISO 4406 “Hydraulic fluid power –

Fluids – Method for coding the level of contamination by solid particles” y la “ISO

1362-6 Control Systems en su sección 6.4.5”

• El sistema debe de contar con redundancia para algunos componentes

como son las bombas y los filtros.

• La HPU debe de suministrar fluido hidráulico de control filtrado y

regulado submarinas.

• La HPU debe tener la capacidad de realizarle el mantenimiento sin

necesidad de despresurizar el sistema.

• El diseño debe permitir que los componentes dentro de la unidad se

les pueda dar mantenimiento y sean aislados para su reparación o

remplazo sin interrumpir el funcionamiento normal.

3.4.1.8 Bombas (Tomando lo establecido por la norma ISO 1362-6 Control

Systems en su sección 6.4.5.3.-Pumps).

Deben de incluirse los elementos de control necesarios para apagar las bombas

en caso de un nivel bajo de fluido en el suministro, así también se deben incluir los

elementos de control para el ciclo de encendido y apagado de las bombas para

mantener la presión dentro de los limites de operación.

Las bombas deben ser fijadas con válvulas de aislamiento, una válvula de alivio de

presión y una válvula de no-retorno en cada línea de descarga.

62

3.4.1.9 Control y Monitoreo (Tomando lo establecido por la norma ISO 1362-6

Control Systems en su sección 6.4.5.5-Control and Monitoring).

La HPU típicamente se controla localmente, pero puede ser controlado y

monitoreado desde la MCS. Se debe tener en consideración el tiempo de

respuesta del lazo de control.

Si el control primario es proveniente del MCS, la provisión se hará para el mando

local. Un panel de control local se debe fijar con todas las medidas necesarias,

interruptores, válvulas e indicadores para permitir el control y monitoreo de

operación.

Se debe incluir el equipo de control necesario para que las bombas se puedan

controlar de manera manual de ser necesario.

Los parámetros que deben ser monitoreado en la HPU se consideran los

siguientes:

• Presiones de suministro no reguladas.

• Presiones de suministro reguladas.

• Niveles de fluidos.

• Estados de bombas.

• Entrega del índice de flujos.

• Flujo de retorno. Estado de los filtros.

• Indicadores del Paro de Emergencia ESD (Emergency Shutdown).

El monitoreo de los filtros debe ser realizado preferentemente usando

mediciones con indicadores remotos que proporcionan las alarmas al

operador y se deben de tomar en cuenta las fugas de la HPU. Esta

información tiene gran valor en la identificación y diagnostico de

problemas submarinos.

63

3.4.1.10 Unidad de Inyección de Químicos (CIU)

(Tomando lo establecido por la norma ISO 1362-6 Control Systems en su sección

6.4.6-Chemical Injection Unit).

La CIU debe proveer fluidos filtrados y regulados a la instalación submarina. La

presión del CIU suele ser suficiente para inyectar líquidos en el interior del pozo y

al árbol submarino.

La CIU debe contar con las suficientes provisiones de químicos para cumplir con

lo estipulado por los requerimientos de limpieza. Las salidas de fluido de la CIU

deben satisfacer los requerimientos acordados por los fabricantes descritos en la

especificación y asi también definidos en por la norma internacional ISO 4406 o la

NAS 1638-64.

La CIU debe estar diseñada para operar de manera segura en un medio ambiente

específico, teniendo una consideración especial a la toxicidad e inflamabilidad de

los químicos.

El diseño debe permitir que los componentes que se encuentran dentro de la

unidad reciban un mantenimiento de manera aislada para darles servicio o

remplazarlos sin tener que interrumpir su funcionamiento.

La distribución de la CIU deberá permitir un acceso fácil y seguro a los

componentes para su mantenimiento y reparación.

3.5 Requerimientos del Equipo Localizado en el Fond o Marino.

3.5.1.1 Requerimientos Generales.

Los equipos submarinos pueden variar en complejidad desde una simple interfaz

de umbilical (sistema de control de dirección hidráulica) hasta todo el control

electro-hidráulico con la capacidad de controlar pozos múltiples. Los equipos

submarinos deben estar diseñados de tal forma que sean seguros de instalar y de

operar. El funcionamiento, aterrizaje y recuperación del equipo debe minimizar el

riesgo para el personal, equipo o ambiente. Se deben diseñar dispositivos que

64

requieran protección para buceo con el fin de minimizar la posibilidad de lesión

que son el resultado de esquinas afiladas o bordes, y se debe considerar un

choque eléctrico o descarga de energía almacenada, se debe considerar de la

facilidad de instalación y mantenimiento.

Por lo cual todos los accesorios submarinos que son recuperables y del mismo

tipo deben ser totalmente intercambiables a menos que las consideraciones del

sistema dictaminen otra acción. El diseño debe considerar choques, vibraciones y

variaciones de presión/temperatura experimentados durante el transporte incluso

en el bloque de carga para tierra, aire y mar, y operar costa afuera durante todas

las estaciones.

3.5.1.2 Requisitos Funcionales.

Los requisitos funciónales para el equipo submarino típicamente incluyen todos o

algunos de los incisos siguientes:

1) Comunicación con el MCS en la superficie.

2) Procesamiento y ejecución de comandos del MCS.

3) Supervisión y transmisión de información de información del sensor.

4) Supervisión y transmisión de información de diagnostico.

5) Ejecución de comandos submarinos y de la superficie bajo las condiciones

de cierre

6) Distribución y monitoreo opcional de traslados para pozo en respuesta

comandos de la superficie.

65

3.5.1.3 Requerimientos de diseño.

Sistemas eléctricos submarinos.

• Todos los conectores eléctricos pueden permanecer energizados después

de que se han desconectado, pero deben de tener contactos protegidos

para prevenir una exposición a ellos.

• El cableado de distribución eléctrica del manifold y los cables jumpers que

van de la terminación del umbilical al MCS deben ser reparables o

reconfigurables por un Vehículo Operado Remotamente ROV (Remotely

Operated Vehicle).

• Todos los sistemas submarinos que puedan ser reparados por buzos,

deben de estar diseñados para protegerlos de los riesgos de alguna

descarga eléctrica.

• El cableado de distribución del mainfold y los cables jumpers que van de la

terminación del umbilical al MCS deben ser reparables o reconfigurables

por un ROV o buzo (Según la profundidad).

• Si una línea eléctrica suministra a más de dos Modulos Electronicos

Submarino SEM (Subsea Electronic Module), se debe tener la facilidad de

aislar un SEM defectuoso.

• Los conectores eléctricos deben de tener una orientación codificada para

prevenir la perdida de la conexión y algún daño al equipo. Así también

todos los conectores deberán ser acoplados a la izquierda durante el

despliegue, uso y mantenimiento.

• Entre cualquier conductor y el agua de mar debe de haber al menos dos

barreras.

• No se recomienda la desconexión de conectores energizados, por su

seguridad y la integridad del conector a largo plazo.

• Ningún o de los elementos eléctricos y/o electrónicos deben interferir con el

funcionamiento o seguridad de algún otro elemento, o con cualquier parte

66

del mismo sistema o de un sistema no relacionado. Todos los elementos

serán inmunes a todos los fenómenos Electro-Magnéticos a un nivel

determinado por sus requisitos funcionales o de seguridad relacionados al

sistema.

3.5.1.4 Modulo de Control Submarino.

• El equipo de control submarino para sistemas pilotados por secuencia

hidráulica o electro-hidráulica debe ser empaquetado en unidades

recuperables. Dependiendo del tipo de sistema, el SCM puede incluir

algunas o todas las características siguientes:

o Válvula de Control Direccional DCV (Directional Control Valve).

Piloteada hidráulica o electro-hidráulicamente y otras válvulas (por

ejemplo válvulas de chequeo).

o Alimentar a través de conectores eléctricos y acoplamientos

hidráulicos.

o Manifolds hidráulicos.

o Sensores interiores y transmisores.

o Filtros/tensores.

o Acumuladores.

o Compensador de presión.

o Intensificadores de presión.

o Reductores de presión.

o Válvulas de regulación de inyección de químicos.

o SEMs.

o Módulos Electrónicos Submarinos con Terminación de Pozo

Inteligente iSEMs.

o Válvula en los módulos electrónicos.

67

o Para cualquier desarrollo todo el SCM debe ser intercambiable donde

sea posible.

o Todos los circuitos electrónicos activos deben estar llenados de gas

nitrógeno a 0.101 MPa nominales (1 atm) de presión diseñado para

las condiciones de presión externas.

o Los elementos electrónicos de los componentes electro-hidráulicos

submarinos se montarán en un compartimento en el SCM el cual se

encuentra lleno de un fluido dieléctrico y compensado por presión. El

diseño del SCM se debe optimizar para limitar la posibilidad de drene

de fluido dieléctrico cuando sea instalado el sistema. Aunque estén

protegidos del ambiente, todos los cables de interconexión y

conectores deben estar diseñados para la exposición directa al

ambiente marino, proporcionando una barrera doble contra el mal

funcionamiento debido al agua del mar.

o En caso de existir alguna fuga en la parte hidráulica del sistema no

debe de afectar la integridad del sistema eléctrico.

o Todas las interfaces de acoplamiento hidráulico deben realizarse con

acoplamientos que sellen inclusive en una desconexión, a menos que

otras consideraciones de seguridad se establezcan en la ISO 13628.

3.5.1.5 Módulo Electrónico Submarino (SEM).

• El hardware del SEM debe estar basado en el uso de uno o mas

microprocesadores y unidades de suministro de energía para obtener un

nivel aceptable de confiabilidad y flexibilidad en el diseño.

• El SEM se debe estar protegido contra la entrada de agua, el cual debe

incluir dos barreras separadas y probadas.

• El SEM debe contar con una capacidad extra para incrementar las

capacidades como de procesamiento de datos y sensores tanto internos

como externos.

68

• Debe considerarse el estandarizar los SEM para habilitar la inter-

cambiabilidad como una alternativa para la optimización de aplicaciones

especificas.

3.5.1.7 Software del SEM.

• El SEM debe estar estructurado por funciones o módulos que deben estar

diseñados, codificados y probados como unidades independientes, los

cuales deben de tener la capacidad de soportar interrupciones en tiempo

real y así también ejecutar un monitoreo en tiempo real si una secuencia de

escaneo simple es usada.

• El modulo y la estructura de software puede diseñarse para que mas tarde

pueda realizarse una actualización de software y así también un fácil

mantenimiento.

• El software del SEM debe de tener incorporado funciones de diagnostico

para simplificar la comprobación de la computadora submarina y sensores.

• El SEM debe ser programable permitiendo una reprogramación desde la

superficie.

• El SEM puede tener la capacidad de guardar temporalmente todos los

datos recogidos del sistema de producción submarino y de archivar los

datos obtenidos por los sensores ubicados en el fondo del pozo.

• El SEM puede ser capaz de desarrollar operaciones de monitoreo

secuenciales y/o control secuencial basado en un comando proveniente de

la MCS.

3.5.1.8 Estrangulador.

Los requerimientos generales que deben considerarse en el diseño y selección de

los estranguladores de producción, aunque depende de las condiciones

específicas de cada campo, los parámetros básicos son:

69

• El estrangulador deberá ser capaz de controlar crudo o gas y tener las

características definidas en las bases de diseño del operador.

• El estrangulamiento deberá de ser posible desde la apertura total hasta el

cierre.

• Los ajustes podrán ser remotos vía el sistema de control seleccionado.

• Deberá ser observable desde un ROV el indicador visual de posición del

estrangulador.

• Se deberá incluir la retroalimentación de indicación de posición al MCS en

la superficie, siendo compatible con el sistema de adquisición de datos.

• Se deberá considerar el control manual (Por medio de ROV’s).

• El actuador deberá ser resistente a problemas de corrosión.

• Deberá ser posible el remplazo submarino del actuador del estrangulador y

el mismo estrangulador.

3.5.1.9 Instrumentación Submarina.

En general la instrumentación debe ser tan simple como sea posible, para que el

número de conexiones eléctricas e hidráulicas hacia el SCM sea mínimo.

• Para los sensores que están expuestos directamente el fluido producido

debe considerarse un bloqueo potencial generado por arena, hidratos o

cera.

• Los sensores y las conexiones de cualquier sensor utilizado para

monitorear las condiciones de la perforación del pozo debe cumplir con lo

especificado por la ISO 10423 “Petroleum and gas natural industries -

Drilling and production equipment – Wellhead and christmas tree equipmet”

y la ISO 13628-4 “Petrolum and gas industries – Desing and operation of

subsea production systems –Part 4: Subsea wellhead and tree equipment”.

• Dentro del cuerpo del sensor debe de haber al menos dos barreras

independientes para que pueda estar en contacto con el hidrocarburo.

70

Capitulo 4. Selección del Sistema de Control Adecua do.

Para la selección del sistema de control submarino es necesario que tomen en

cuenta muchos factores que pueden afectar las diferentes fases de desarrollo de

un proyecto en aguas profundas, por lo cual es imprescindible utilizar la

metodología VCD y plantear una gran variedad de escenarios posibles para un

mismo proyecto.

Durante la primera etapa tienen que tomar en cuenta principalmente las

condiciones climatológicas en las cuales se desarrollara el proyecto ya que son el

factor de mayor importancia. Para esto deberá utilizarse el VCD en el cual se

visualiza el proyecto como una oportunidad del cual se puede obtener un beneficio

económico desarrollando un proyecto que tendrá un costo aproximado de 13 mil

millones de pesos, los cuales se recuperaran a lo largo de la vida productora del

yacimiento.

Consideren las condiciones que pueden aportar ventajas en la producción del

hidrocarburo en aguas profundas y así también las condiciones adversas.

En un proyecto de aguas profundas no se puede considerar que la producción de

un yacimiento se realizara de la misma manera que en otro proyecto ya que las

condiciones bajo las cuales se lleva a cabo la producción del hidrocarburo son

totalmente distintas entre proyectos ya que las temperaturas en el fondo marino y

las temperaturas en superficie varían en función de las diferentes profundidades y

regiones, la longitud de la tubería que llevara la producción a la superficie, la

cantidad de pozos productores que decidan implementar, las corrientes marítimas

que se presentan en condiciones durante la mayor parte del año y las que son

provocadas por fenómenos meteorológicos las cuales solo estarán presentes por

un corto periodo de tiempo en el punto donde se localizara el complejo pueden

ocasionar daños permanentes a las instalaciones y en un caso extremo llevarlo al

abandono lo que se traduciría en una pérdida de miles de millones de pesos.

71

Y es por este tipo de factores que aparte del costo que tendrá el desarrollo del

proyecto tienen que considerar los costos por mantenimiento durante el periodo de

producción y los posibles costos por reparación en caso de presentarse alguna

falla, esto para que en caso de tener gastos adicionales una vez que el

yacimiento se encuentra produciendo, estos se encuentren dentro del presupuesto

estimado desde que inicie el proyecto hasta que el yacimiento deje de producir.

Utilizando la metodología VCD se reduce la posibilidad de que los factores

anteriormente mencionados provoquen daños a las instalaciones y se pueda

diseñar un plan para el desarrollo del complejo y para la producción, la cual

empieza desde que el pozo o los pozos empiezan a mandar la producción a la

superficie hasta que el yacimiento ya no sea capaz de producir. La etapa de

producción se tendrá que prolongar el mayor tiempo posible para que la ganancia

económica se incremente, resultando al final un proyecto exitoso del cual se

puedan considerar las decisiones que influyeron para que ese proyecto se

completara satisfactoriamente, y utilizarlas como lecciones aprendidas para

futuros proyectos.

A continuación se muestra el resultado de un estudio de los diferentes sistemas de control existentes, de los cuales se observaran las ventajas y desventajas que tienen cada uno, para que en función de las necesidades que se tengan al empezar a planear un proyecto puedan aplicar un criterio de selección teniendo un conocimiento más amplio de las características de los sistemas de control submarinos.

72

4.1 Características de los sistemas hidráulicos dir ectos.

• Pocos componentes en el sistema.

• Teoría simple de operación.

• Mínimo equipo submarino.

• Alta confiabilidad.

• El sistema de control es más simple que todos los existentes.

• Una manguera hidráulica dedicada por cada variable submarina a controlar.

• Suministro de control conectado directamente a cada válvula.

• Típicamente usado para aplicaciones de reparaciones y sistemas pequeños

de producción.

4.1.1 Ventajas.

• Bajo costo.

• Alta confiabilidad debido a que los componentes críticos se localizan en

superficie.

• Buen acceso para mantenimiento.

4.1.2 Desventajas.

• Flexibilidad de operación limitada.

• Incremento de distancia (offset) es un factor de incremento de costo.

• Complejidad del umbilical (es un factor de incremento de costo).

• Su tiempo de respuesta es muy lento.

• Limitación en distancia a 10,000 ft/3 Km debido su lenta respuesta.

73

• Gran cantidad de mangueras (una por función).

• Sin capacidades de monitoreo debido a la ausencia de señales eléctricas.

• Es muy costoso agregar un sistema de monitoreo de señales submarinas

en forma eléctrica.

4.2 Características de los sistemas electro-hidrául icos

multiplexados.

• Reducción del tamaño del umbilical.

• Información del status del equipo submarino disponible.

• Alto nivel de flexibilidad operacional.

• Capacidades de manejo de terminaciones de pozos inteligentes.

4.2.1 Ventajas.

• Opera sobre largas distancias (~250 Km).

• Información del status del equipo submarino disponible.



4.2.2 Desventajas.

• Alto nivel en la complejidad del sistema.

• Incremento de los componentes en superficie.

• Incremento de los componentes submarinos.

• Mantenimiento especializado requerido.

• Altos costos debido a:

74

I. Electrónica dentro del Módulo de Control Submarino

(SCM).

II. Adición de computadoras en superficie.

III. Adición de software.

• Confiabilidad critica debido a:

I. Componentes críticos localizados en el fondo marino

dentro del Modulo de Control Submarino (SCM).

II. Conexiones eléctricas.

III. Sensores.

4.3 Características de los sistemas Eléctricos.

• Reducción de tamaño del umbilical.

• Se eliminan las líneas de control hidráulicas.

• Redundancia en las fuentes de alimentación eléctricas.

• Todo el sistema depende de las Fuentes de alimentación eléctricas.

• Se puede obtener toda la información que se desee del equipo submarino.



4.3.1 Ventajas.

• La respuesta de los actuadores es instantánea.

• Reducción de tamaño del umbilical.

75

• El incremento en la distancia (offset) genera un incremento de costo menor

que en los sistemas hidráulicos y electro-hidráulicos.

• Se eliminan las líneas hidráulicas de control dentro del umbilical.

• Soporta mayores distancias entre el equipo submarino.

• Se reduce la cantidad de líneas hidráulicas en el umbilical a comparación

del hidráulico directo.

4.3.2 Desventajas.

• Muy costoso debido a que es una tecnología nueva

• Equipos aun en pruebas.

• Actuadores de gran tamaño.

En grafica 4.1 se muestran los tiempos de respuesta típicos en segundos, para la

apertura cierre de las válvulas submarinas en un sistema de control hidráulico

directo, sistema hidráulico pilotado y en un sistema electro-hidráulico multiplexado,

en una distancia de 3 Km.

Grafica 4.1. Respuesta típica de las funciones hidráulicas de los diferentes Sistemas de Control Submarino.

76

Se considera que los tiempos mostrados en la grafica 4.1 son representativos y

que pueden variar en función de la distancia del sistema de control submarino, de

la instalación en cubierta o costa afuera, del arreglo y distribución de los equipos

submarinos y a la localización de los pozos de producción de un proyecto en

particular.

Sin embargo la grafica 4.1 muestra como los tiempos de respuesta de los

sistemas hidráulicos se incrementan en función de la distancia y como varían de

forma exponencial, también podemos observar como en el sistema electro-

hidráulico multiplexado el tiempo se mantiene lineal y no hay variación del tiempo

de respuesta en función de la distancia.

4.4 Filosofía de Diseño del Sistema de Control Subm arino.

Los árboles submarinos y manifols serán controlados, abastecidos con químicos y

monitoreados a través de un sistema de control electro-hidráulico multiplexado,

mediante un sistema de comunicaciones en el cual se transmitan las señales

desde la estación en superficie hacia el fondo marino y viceversa. Se podría

considerar la posibilidad de incorporar fibra óptica en el umbilical con el propósito

de transmitir gran cantidad de información a altas velocidades y así obtener un

mejor desempeño.

Para controlar los equipos submarinos, un umbilical será suministrados y teniendo

desde la Estación en superficie hasta la SUTA y SDU’s, localizadas cerca de los

árboles submarinos y manifolds.

Las líneas de suministro de servicios (fliying leads) hidráulicos de inyección de

químicos y eléctricos, conectaran a la SUTA con los módulos de control submarino

(SCM’s) montados sobre los arboles submarinos. Los fliying leads de cada árbol

77

de producción submarino, podrán controlar las válvulas localizadas en manifolds y

Plets (Pipe Line End Termination).

Los equipos de control en superficie se encontraran en la unidad de producción

flotante. La Estación de Control Maestra (MCS) y la Unidad de Alimentación

Eléctrica (EPU) estarán ubicadas en el cuarto de control y la Unidad de

alimentación Hidráulica se localizara en un ambiente Clase 1 y División 2.

La Estación de Control Maestra será conectada al sistema de seguridad, por paro

de emergencia (ESD), y al Sistema Digital de Monitoreo y Control (SDMC)

asegurando las acciones de paro y/o cierre por emergencia de equipos y válvulas

cumpliendo con los requerimientos establecidos por la ISO 13628-6 en su sección

5.2.4 Response Time. La estación de control maestra monitorea de manera

periódica a los arboles submarinos, sensores en el fondo marino, sensores

montados sobre los arboles submarinos y manifolds, a través de los módulos de

control submarino (SCM’s) colocados en los arboles submarinos.

La operación normal y monitoreo del sistema de producción submarino es

realizado con la interfaz Humano- Maquina (HMI), misma que se ejecuta desde la

Estación de Control Maestra (MCS) ubicada en el cuarto de control de la Estación

en Superficie.

El hardware de la MCS estará dividido dentro de dos subsistemas modulares auto

contenidos en el gabinete de dicha estación. Cada subsistema modular de la MCS

deberá contar con procesadores redundantes, módulos de comunicación

redundantes y el hardware asociado requerido.

En el umbilical existirán dos líneas a través de las cuales se comunicaran los

módems de la Estación de Control Maestra (MCS) con los módulos de control

submarinos (SCM’s).

78

Cada SCM procesará las señales electrónicas y datos, además de ejecutar los

comandos requeridos para recolectar los datos de los sensores o realizar la

operación de cierre/apertura de los actuadores de las válvulas de los arboles

submarinos y de manifols. El control y monitoreo de cada SCM es realizado a

través de líneas seriales.

Los SCM serán diseñados para su instalación y recuperación independiente y el

sistema de control será un diseño electro-hidráulico multiplexado, para controlar la

operación/control de las válvulas actuadas hidráulicamente del árbol, las funciones

de fondo de pozo válvulas de manifolds.

Los SCM proveerán control electro hidráulico multiplexado y monitoreo de todas

las funciones, incluyendo las funciones de control en el árbol, válvulas de control

en el manifold, ajuste de la válvula estranguladora (válvula Choke), monitoreo de

presión y temperatura, monitoreo en fondo de pozo, detección de arena, monitoreo

de corrosión y medición de flujo.

Los SCM monitorearan la operación de sus propios sistemas internos hidráulicos y

eléctricos, además de ejecutar rutinas de auto revisión para verificar la correcta

operación de sus sistemas electrónicos. Estos datos internos serán transmitidos a

la estación de control maestra y cada módulos será instalado en una Base de

Montaje del Modulo de Control Submarino (SCMMB) y deberá ser conectado con

un mecanismo de cierre que proporcione las capacidades de recuperación e

instalación del módulo de control haciendo uso de Vehículos Operados

Remotamente (ROV). La SCMMB contiene acopladores hidráulicos y conectores

eléctricos que se interconectan con los acopladores y conectores instalados en la

base de cada SCM, así también cada SCM es abastecido con fluidos de control

hidráulicos de alta y baja presión, energización eléctrica y señales de

comunicación, a través del umbilical y la Unidad de Distribución Submarino (SDU),

en el diagrama 5.1 se ilustra cómo se interconectan los equipos que se encuentran

en superficie con los que se ubican en el fondo marino por medio de las señales

que se transmiten en el interior del umbilical.

79

Diagrama 4.1 Diagrama a Bloques de un Sistema de Producción Submarino

El diseño de construcción e instalación de los sistemas digitales para el monitoreo

y control electrónico en un campo en el cual están inmersos procesos de

producción submarinos y en superficie de separación y compresión,

acondicionamiento, medición, almacenamiento, transporte y los servicios

auxiliares asociados. Los sistemas de monitoreo y control de proceso, Sistemas

Instrumentados de Seguridad, Sistemas de Paro de Emergencia, Sistemas de Gas

y Fuego que deben de cumplir con las especificaciones técnicas indicadas en las

Normas de Referencia publicadas por PEMEX entre ellas la NRF -011-PEMEX-

2002, NRF-045-PEMEX-2002, NRF-046-PEMEX-2003 y la NRF-105-PEMEX-2005

y con los requisitos técnicos establecidos en el Manual de Especificaciones

P.2.0000.03-PEMEX Exploración y Produción-2006, esto para asegurar el diseño

Umbilical

ACTUADOR

VALVULA

Arbol Submarino

Módulo deControl

Submarino(SCM)

Unidad deSuministroHidráulico

Unidad de SuministroEléctrico

Estación deControl Maestra

MóduloElectrónico Submarino

SensoresPresión, Temperatura, etc

Energización yComunicaciones

ServiciosHidráulicos

Venteo

MCS EPU CIUHPUUnidad deInyecciónQuímicos

Superficie

Submarino

80

de un sistema abierto, que brinde las capacidades de interoperabilidad e

interconectividad que demandan los mismos.

La arquitectura del SDMC, debe integrar controladores, interfaces con el proceso

(módulos de entradas/salidas), interfaces de comunicación y módulos de

alimentación eléctrica, estaciones de operación, estaciones de ingeniería y

mantenimiento, servidores de proceso, servidor de históricos, sistemas de control

de equipos paquete, sistemas de medición, sistemas de paro de emergencia,

sistemas de gas y fuego, red de datos y equipos asociados, sistema de control

submarino, entre los principales componentes.

El SDMC, debe tener capacidad de ejecutar sin restricciones las siguientes

funciones:

• Monitoreo de las señales de instrumentación.

• Acciones de control.

• Algoritmos para medición y control en tiempo real.

• Comunicación con las estaciones de operación/ingeniería y de

mantenimiento.

• Comunicación con transmisores inteligentes y ejecución de comandos.

• Comunicación con equipo de control dedicado.

• Comunicación con unidad portátil de programación.

• Comunicación con el sistema de control submarino.

• Comunicación con Sistema de Paro de Emergencia ESD (Emergency

Shutdown) y sistema de Gas y Fuego (G&F).

81

4.5 Propuesta para la Selección de Equipo Considera ndo las

Condiciones del Golfo de México

Para la selección de equipo especialmente en la región del golfo de México tienen

que considerar que es una región que tiene cambios ambientales muy extremos

ya que es una zona en la cual durante la temporada de tormentas, nortes y

huracanes, incrementa la frecuencia de las olas, la fuerza con la que impactan un

complejo marino en aguas profundas, las corrientes marítimas en el fondo del mar

son mayores, por lo que es necesario considerar una solución flexible que permita

que las instalaciones tengan la capacidad de soportar el impacto de las olas y las

corrientes marítimas ya que estas provocan un movimiento no uniforme en

superficie y en el fondo marino afectando principalmente la estructura de la

plataforma, el rizer que es la tubería que se encarga de transportar el hidrocarburo

a la superficie, el umbilical y los jumpers que son las secciones de tubería que

interconectan los quipos submarino los cuales también deben soportar los

movimientos provocados por estos fenómenos meteorológicos.

En el caso de aguas someras todas las plataformas son fijas ya que los rizers o

tirantes de agua no son muy largos y el movimiento del las plataformas nos es tan

grande como en el caso de las plataformas utilizadas en aguas profundas. Como

ejemplo los proyectos en aguas profundas en África tienen la oportunidad de

seguir utilizando plataformas fijas ya que las corrientes marítimas no son tan

agresivas como en el caso del golfo de México y tanto las plataformas, rizer,

umbilicales pueden superar los 500 m de longitud y mantener un alto grado de

confiabilidad en las instalaciones.

Para el caso del golfo de México y considerando que dentro de los proyectos

vigentes en los cuales se está trabajando para llegar al primer desarrollo en aguas

profundas y se encuentra uno que tiene una profundidad de 1,000 m de la

superficie al fondo marino por lo cual nos es factible utilizar una plataforma fija

82

para albergar todo el equipo en superficie mencionado en Capitulo 2.1.1 de esta

tesis.

Por lo cual la mejor alternativa es seleccionar una Sistema de Flotación,

Almacenamiento, Producción y Descarga (FPSO) Floating Production Storage and

Offloading ya que este es un barco con la capacidad de albergar todo el equipo

localizado en superficie, almacenar la producción y descargarla en otras

embarcaciones para llevar la producción a las refinerías.

El sistema de control submarino deberá ser Electro-Hidráulico Multiplexado para

obtener una respuesta rápida de los actuadores y tener la capacidad de

monitorear las instalaciones.

El Modulo de Control Submarino deberá de tener al menos dos Módulos

Electrónicos Submarinos para que encaso que se presente alguna falla en algún

modulo electrónico tenga la capacidad de seguir funcionando aislando el modulo

que presente la falla. Así también deberá contar con un acumulador hidráulico

para poder mantener la presión en las líneas en caso de falla de la Unidad de

Alimentación Hidráulica.

El Árbol Submarino deberá tener la capacidad de albergar dos Estranguladores

(Válvula Choke) ya que es la válvula que controla la producción del pozo y sufre

un desgaste considerable y cuando uno ya no pueda regular correctamente la

producción, se deberá poder desviar la producción del pozo al segundo

estrangulador.

El manifold deberá tener un ducto dedicado para permitir el retorno de algún

instrumento de limpieza del rizer o simplemente para introducir una cámara y ver

el estado de la tubería, teniendo la posibilidad de regresar a la superficie por el

mismo rizer.

Si el yacimiento llegare a aportar arena a la producción se deberá instalar el

equipo para realizar la separación de la arena del hidrocarburo en el fondo del mar

83

ya que el daño que provoca la arena a las tuberías puede ser tal que reduzca

drásticamente la vida útil de las mismas ya que el desgaste interno puede

provocar fugas y el deterioro de la válvula estranguladora ubicada en el árbol

submarino.

Dado que el equipo ubicado en el fondo marino también está expuesto a un

ambiente corrosivo, cada equipo deberá tener un ánodo de sacrificio el cual se

encargara de atraer las partículas que ocasionan la corrosión y el deterioro de los

mismos para así prolongar la vida de los mismos y reducir la posibilidad de falla.

El Umbilical aparte de las líneas eléctricas, comunicación, hidráulicas, se deberá

considerar en su diseño líneas de inyección de químicos para poder inyectar

líquidos inhibidores de parafinas y ceras cada determinado tiempo con la

intención de evitar obstrucciones en las tuberías. Así también se deberá

considerar una línea en la cual se pueda inyectar gas (nitrogeno) al yacimiento en

el momento que la presión propia del yacimiento no sea capaz de enviar el crudo a

la superficie y así prolongar la producción del yacimiento.

84

Capitulo 5. Evaluación Económica.

Durante el desarrollo de ésta tesis se considero los siguientes gastos los cuales se

dan a conocer en las siguientes tablas en las cuales se podrán visualizar los

gastos como insumos y de factor humano.

Tabla 5.1 Equipo utilizado.

Tabla 5.2 Insumos

Equipo No. Equipo Costo (Renta en $) Días efectivos Costo total ($)

1 Computadora 20 200 4,000

2 Laptop 25 100 2,500

3 Disco Duro Portátil 10 20 200

4 Impresora. 20 10 200

5 Proyector 20 10 200

6 Perforadora 5 3 15

7 Engrapadora 2 5 10

Total 7,125

Insumos No. Articulo Costo ($) Cantidad Costo Total ($)

8 Cartuchos de Tinta 200 C/U 2 400

9 Hojas 60 1 60

10 Carpetas 40 3 120

11 Internet 500 ------ 500

Total 1080

85

Tabla 5.3 Factor humano

En la tabla 5.4 y el diagrama 5.1 se observa los tiempos que llevaron el realizar

cada una de las actividades durante el desarrollo de ésta tesis.

Factor Humano No. Cargo. Costo/Hora ($) Horas Total . ($)

1 Asesor Técnico IMP. 100 30 3000

2 Asesor Técnico IPN. 100 10 1000

3 Asesor Administrativo IPN. 100 10 1000

4 Esp. En Control. 100 3 300

5 Esp. Sistemas Submarinos. 140 8 1200

6 Esp. En Umbilicales. 140 2 280

7 Esp. En Pozos Inteligentes. 140 2 280

8 Angel Martínez Cuevas 30 440 13200

Total 20,260

86

Ta

bla

5.4

Acti

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Grá

fica

5

.1 D

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ram

a d

e G

an

tt.

87

Retos Tecnológicos.

Las compañías que se encargan de prestar los servicios como son Petrobras,

Exxon, Shell, Statoil, British Petroleum, Total, Chevron, Pemex entre otras

coinciden en los retos ante los cuales se están enfrentando actualmente y se ha

vuelto una carrera ya que hay gran cantidad de pozos a nivel mundial pero dadas

la condiciones que a continuación se mencionaran no ha sido posible pasar a la

fase de producción.

• Uno de los más importantes seria mejorar capacidad de predicción de la

calidad del hidrocarburo durante la exploración del campo que se tenga

contemplado explotar ya que esto nos daría una mejor visión de que es a lo

que nos enfrentaremos al momento de empezar a extraer el hidrocarburo y

así podríamos realizar un balance de cuanto se estará invirtiendo en el

proyecto y cuanto podríamos obtener de ganancia, en pocas palabras

conocer si el proyecto es rentable.

• Mejorar la administración del proyecto, reduciendo los tiempos de ejecución

y mejorando la eficiencia durante la fase de exploración hasta la fase de

producción y esto lo podemos alcanzar mediante el seguimiento del VCD.

• Monitorear en tiempo real las condiciones de los pozos.

• Tener identificados los factores que pueden acontecer durante la

perforación.

• Soportar grandes corrientes marítimas a lo largo del año y huracanes.

• Detectar las áreas de la tubería que tienen mayor probabilidad de formación

de hidratos, parafinas y lodos dentro.

• Identificar las zonas de un yacimiento con mayor probabilidad de

acumulación de hidrocarburos.

• Aplicación de nuevas técnicas para incrementar la confiabilidad de los

sistemas de producción submarinos.

88

• Reducir el número de pozos y así lograr maximizar la productividad y

recuperación por pozo.

• Lograr controlar la producción de sólidos.

• Reducir los tiempos de ejecución y reducción de costos sin tener que

disminuir la calidad del proyecto.

• Reducción del peso de las tuberías.

• Mejorar el anclaje de los barcos de producción o de las plataformas semi-

sumergibles en aguas profundas.

• Evitar descargas de contaminantes al mar.

• Utilizar fluidos que no dañen el medio ambiente.

• Contrarrestar los movimientos dinámicos del agua.

• Disponibilidad de los equipos de exploración, perforación y montaje.

• Pueden suscitar condiciones marinas no favorables en el momento de

comenzar alguna etapa crítica del proyecto.

• Grandes distancias de la infraestructura existente, lo que produce costosos

sistemas de procesamiento, ya sean flotantes o largos ductos de transporte.

Las cinco grandes empresas que han explorado las aguas fronterizas del lado de

los Estados Unido son: Shell, Amoco, Chevron, British Petroleum y Total, han

realizado casi 30 perforaciones de las que 12 fueron descubridoras de

yacimientos. Lo que pudiera parecer contradictorio es que los Estadounidenses

posean campos petroleros descubiertos, algunos hace mas de 7 años y que

permaneces intactos, esto se explica por los retos tecnológicos que aun no se

logran superar.

Los avances más recientes fueron explicados en la Offshore Technology

Conference, celebrada en Huston en el 2007. Los reportes e informes relativos a

los sistemas de producción y sus progresos son aspectos que se manejan con

extremo cuidado, porque cuando los proyectos pasan de la fase de diseño y

construcción a la fase de producción, la situación financiera y las calificaciones

89

crediticias de las empresas aumentan, así también el valor de sus acciones

mejoran notablemente.

La tabla 6.1 contiene información de seis pozos en aguas profundas como lo es la

profundidad del tirante de agua, la profundidad de la perforación del pozo y los

resultados obtenidos. En los resultados podemos observar que la mayor parte de

los hidrocarburos descubiertos son de gas natural, cuya suma haciende a 2.4

billones de pies cúbicos como reserva total.

Pozo Año Prof de

Agua

(m)

Prof

del

pozo

Resultado Pruebas de

producción

Reserva

total

CHUKTAH 2004 513 4,901 ------------- Hoyo seco ----------------

NAB 2004 679 4,050 CRUDO 117 barriles

diarios

32.5

millones BPC NOXAL 2006 936 3,640 GAS 9.5 mmpcd8 0.42 billones

PC LAKATCH 2007 988 3,813 GAS 25-30 mmpcd 1.3 billones

PC LALAIL 2007 806 3,815 GAS 18 mmpcd 0.7 billones

PC CHELEM 2008 810 3,125 ------------- Hoyo seco ---------------

Tabla 6.1 Perforaciones en aguas profundas de PEMEX.

8 Millones de pies cubicos diarios.

90

En la siguiente imagen 6.1 se puede apreciar cual es la tendecia que ha tenido la

producción mundial de petroleo a pesar le los retos tecnologicos que aun no se

han podido superar.

Imagen 6.1 Producción Mundial Diaria en Aguas Profundas.9

9 Millones de barriles crudo equivalente.

91

Conclusión

La exploración en aguas profundas es un campo bastante amplio, con el cual se

pueden mejorar los recursos petroleros ya que de los 54 mil millones de barriles

que se tienen como recursos prospectivos potenciales de los cuales más del 50%

se encuentra en aguas profundas (30 mil millones de barriles), es decir podemos

incrementar nuestra reservas. Pero esto trae consigo una serie de retos tanto

personales como tecnológicos que se tienen que alcanzar.

Un problema muy importante es que aunque se han descubierto varios campos

petroleros, las petroleras se están enfrentando hoy a barreras tecnológicas que

impiden explotar los yacimientos y dada la experiencia que han tenido otras

empresas petroleras alrededor del mundo nos podemos dar cuenta de algunos

aspectos que tal vez no hemos considerado.

Considerando así también que los fabricantes de equipo submarino en este caso

para aguas profundas cuentan con una pequeña cantidad de equipos en sus

almacenes o en algunos casos no tienen equipos disponibles ya que cada

proyecto es muy particular y en realidad ellos fabrican lo que el cliente necesita

para su proyecto en función de las características del yacimiento numero de pozos

productores y la arquitectura submarina que se haya definido para extraer el

crudo.

Al buscar las hojas de especificaciones los equipos de diferentes marcas para

realizar las comparaciones resulto que todos los fabricantes solo proporcionan los

datos básicos como son la presión máxima del fluido, la presión máxima que el

equipo soporta, profundidad de operación, vida útil del equipo, todos los equipos

cumplen al menos con lo establecido por la norma ISO-13628-6, estas hojas de

especificaciones están muy restringidas y durante la investigación pude obtener

algunas hojas de especificación únicamente de sensores.

92

Respecto al análisis que se realizo sobre los diferentes sistemas de control

submarinos en cuanto a las ventajas y desventajas. El sistema de control

submarino electro- hidráulico multiplexado sería la mejor opción en el caso del

primer pozo en aguas profundas ya que la velocidad de respuesta de los

actuadores, distancia de las líneas de control pueden ser lo suficientemente largas

para conectar el equipo localizado en el lecho marino con el equipo en una

estación ubicada en superficie a una distancia aproximada de 250 Km con

velocidades de respuesta casi instantáneas.

Como es sabido, aún contando con las más modernas tecnologías, después de

millones de dólares en estudios de geología, de geoquímica, sísmica 2D y 3D, que

supuestamente permiten las mejores imágenes del subsuelo, no puede

asegurarse el 100% de éxitos.

Para los pozos que llegaran a tener una declinación demasiada rápida de la

presión, se debe plantear la posibilidad de incorporar compresión submarina, para

garantizar el flujo desde los pozos hasta las instalaciones de procesamiento

durante toda la vida del campo.

Por último la aplicación de metodologías para la administración de proyectos es

necesaria en conjunto lograr desarrollar una especificación que cumpla con los

requerimientos necesarios para lograr un desarrollo seguro y confiable durante el

tiempo de vida del proyecto, ya que al ser proyectos donde la inversión

económica es demasiado grande y los tiempos de ejecución desde la exploración

hasta la fase de producción puede llevar de 8 a 10 años y se vuelve necesario

conocer la perfección las etapas en que se dividirá el desarrollo del proyecto

siguiendo el objetivo principal de lograr la rentabilidad en la extracción de

hidrocarburos en aguas profundas venciendo la gran cantidad de retos

93

tecnológicos a los cuales nos tenemos que enfrentar al estar incursionando en

aguas profundas.

Considerando que algunos países como lo son Estados Unidos, Noruega y Brasil

que ahora son los pineros o los que están al frente en la carrera tecnológica les

ha llevado en promedio 15 años el madurar en esta área.

94

Anexo A. Comparación de sensores entre diferentes

marcas.

En la tabla A.1 podemos observar los fabricantes de sensores para monitorear la

producción en las tuberías. Algunos de ellos tienen aplicaciones para aguas

profundas y en las tablas A.2.1 y A.2.2 podemos apreciar los diferentes sensores

que existen en el mercado en las cuales se recopilaron sus características

técnicas.

(s)Submarino. Tabla A.1 Fabricantes de sensores.

10

Subsidiaria de Roxar

Fabricantes Roxar Corrocean10 TecWel

Sensores

Temperatura Si(s) Si(s)

Presión Si(s) Si(s)

Flujo

Arena Si(s) Si(s) Si

Erosión Si(s) Si(s)

Gas húmedo Si(s)

Pig Detector Si(s)

Detector de fugas Si

95

Tabla A.2.1 Especificaciones técnicas de sensores

Tabla A.2.2 Especificaciones técnicas de sensores

19 Peso Aproximado. 20 Dependiendo el ancho de la tubería (600Kg para 2” y 900Kg para 8”). * Peso del equipo sumergido Roxar cuenta con la certificación ISO 9001:2000 Corrocean cuenta con la certificación ISO 9001:2000

96

Glosario.

• Aguas Someras: Son aquellas partes del mar donde su profundidad está por

debajo de los 500m.

• Algoritmo: Conjunto finito de instrucciones o pasos que sirven para ejecutar

una tarea o resolver un problema.

• API: American Petroleum Institute, conocido comúnmente como API, en

español Instituto Americano del Petróleo, es la principal asociación comercial de

los EE. UU., representando cerca de 400 corporaciones implicadas en la

producción, el refinamiento, la distribución, y muchos otros aspectos de la

industria del petróleo y del gas natural.

• Árbol de submarino: Es un arreglo de tuberías y válvulas ensambladas en una

estructura sobre la cabeza del pozo, con la finalidad de controlar la producción.

• Barril de petróleo: Abreviado como bbl. El petróleo se mide en barriles y un

barril equivale a 159 litros.

• CAPEX: Capital Expenditures, en español Gastos de Capital, son inversiones

de capital que aportan beneficios a las propiedades con que cuenta una

empresa. Estos podrían ser la adquisición de nuevas oficinas con mejor

ubicación o remodelar las instalaciones.

• DCV: Direccional Control Valve, en español Válvula de Control Direccional.

• Diablo de limpieza : Instrumento utilizado para la limpieza al interior de tuberías

cuando se han formado sedimentos que obstruyen el paso del hidrocarburo.

• Declinación del Pozo: Situación en la cual el yacimiento está llegando a un

punto en el cual la producción empieza a ser menor y las condiciones del pozo

se empiezan a degradar, como es la presión propia del pozo y se vuelve

97

necesario inyectar algún gas o liquido para incrementar la presión y mantener la

producción.

• Descarga eléctrica: Efecto que se presenta cuando se genera una diferencia

de potencial entre un conductor de eléctrico y otro objeto externo al circuito ya

sean sólidos o líquidos y su resistividad es tan baja que se genera un arco

eléctrico entre los dos cuerpos, pudiendo causar desde graves lesiones, hasta

la muerte.

• Descubrimiento: Refiere a uno o mas yacimientos a los que se les han

realizado pruebas y se han tomado muestras las cuales reflejan la existencia de

petróleo.

• Desempeño: Forma en la cual se realiza cierta actividad y se evalúa en función

de los resultados obtenidos.

• Factibilidad técnica económica: Refiere a una evaluación que se realiza en

los proyectos, en la cual se consideran los factores técnicos como son el tiempo

de vida del equipo, posibles fallas que se pueden presentar durante el

funcionamiento del equipo y estos deben de evaluarse junto con la parte

económica que hace referencia a los costos generados y las ganancias que se

obtendrán.

• Fibra Óptica: Medio de transmisión empleado habitualmente en redes de

datos, en el cual mediante hilos muy finos de material transparente (vidrio o

materiales plásticos) se envían pulsos de luz que representan los datos a

transmitir y se caracteriza por la cantidad de datos que puede transmitir por

grandes distancias.

• Flying Leads : Son conectores submarinos que transmiten señales eléctricas e

hidráulicas, que se usan para unir los árboles submarinos con la UTAs,

manifolds, unidades de distribución, etc.

98

• HMI: Human Machine Interface, en español Interface Hombre Maquina. Es el

medio que utiliza el usuario para que sus instrucciones sean entendidas por una

maquina y las respuestas de la maquina puedan ser entendidas por el usuario.

• Infraestructura: Es el conjunto de elementos o servicios que están

considerados como necesarios para que un proyecto pueda realizarse.

• Intervenciones: Son aquellas maniobras que se realizan en los sistemas una

vez terminado el proyecto esto con el fin de proceder con mantenimiento

preventivo o un mantenimiento correctivo, los cuales tienen un gran costo en el

caso de sistemas submarinos.

• ISO: (International Organization for Standardization) Organización Internacional

para la Estandarización, la cual se encarga de normalizar los procesos en las

áreas industriales, comerciales y científicas, para facilitar el intercambio mundial

de los productos y servicios entre todos los países.

• Jurisdicción: Autoridad de una persona u organización para gobernar o poner

en ejecución leyes y normas.

• Lecciones aprendidas: Son las experiencias adquiridas a lo largo de un

proyecto y al final se recapitula las decisiones que se tomaron para analizarlas,

tanto las buenas y las malas. Dejándolas como lecciones aprendidas para

futuros proyectos.

• Metodologías: Es el conjunto de procedimientos basados en principios lógicos,

utilizados para alcanzar una gama de objetivos que rigen en una investigación

científica.

• Monitorear: Es la acción de llevar un registro de eventos durante determinado

tiempo de forma periódica o permanentemente de un sistema o una red. En los

sistemas de producción submarinos las variables a monitorear son flujo,

99

temperatura, presión, nivel, la formación de hidratos a lo largo de las tuberías,

posición de las válvulas, etc.

• Naftas: Parafina muy ligera generada durante a la producción del petróleo

debido a los cambios de presión y temperatura.

• NAS: “National Aereospace Standard”.

• Normatividad: Se refiere al establecimiento de reglas, leyes y políticas, debido

a que debe de existir un orden común de acuerdo a los integrantes de un grupo

o una organización ya sea nacional o internacional.

• Off-shore: El termino off-shore en sistemas de producción hace referencia a las

instalaciones que se encuentran costa adentro, es decir dentro del mar.

• On-shore: El termino on–shore se refiere a las instalaciones que se

encuentran sobre la costa o fuera del mar.

• OPEX: Operation Expenditure, en español Gastos por Operación y estos son

los gastos que tiene que efectuar alguna empresa u organización para

mantener operando un proyecto. Algunos ejemplos serian los sueldos que

perciben los empleados, alquiler de un local, la compra de suministros, etc.

• Manifold : Recolector de producción submarino.

• MCS: Master Control Station, en español Estación de control maestro.

• Perforación: Proceso en el cual se crea el orificio por el cual se extraerá el

petróleo y de pendiendo la profundidad a la cual se encuentre el crudo es la

técnica que se utiliza.

• Petróleo Crudo: Es petróleo producido directo de una reserva (yacimiento)

antes de la separación de los gases y el petróleo para refinarlo. El petróleo

crudo contiene pequeñas cantidades de oxigeno, nitrógeno y sulfuro.

100

• Pozo: Refiere a cualquier perforación del suelo diseñada con el objeto de hallar

y extraer en este caso petróleo o hidrocarburos gaseosos.

• Pozo de reinyección: Es un pozo perforado con el propósito de inyectar algún

gas o agua para incrementar la presión del yacimiento y mantener la producción

cuando se encuentra en su etapa de declinación.

• Pozo exploratorio: Hace referencia a pozos de menor diámetro a los pozos por

los cuales se realiza la producción ya que el pozo exploratorio tiene la función

de indicar si en esa zona existe petróleo y así también delimitar el tamaño del

yacimiento por medio de estos pozos.

• Pie cubico: Es la unidad para la medición del gas

• Pozos Inteligentes: Refiere a los pozos en los cuales se ha implementado

algunas tecnologías como pudiera ser el automatismo en la cabeza del pozo o

en el árbol para poder controlar la producción en función de las condiciones del

pozo.

• Redundancia: En el caso de los sistemas de producción hace referencia al

aseguramiento de la producción por medio del uso de equipo adicional, es decir

implementar un mismo equipo al menos dos veces en un sistema con la

finalidad de que si el primero falla no sea necesario realizar una intervención

para realizar el cambio y perder la producción en ese intervalo.

• Refinación: Es la serie de procesos realizados en una refinería, mediante los

cuales el petróleo se transforma en derivados comercializables. La estructura

de cada refinería debe de tener en cuenta todas las diferentes características

del crudo ya que normalmente existen refinerías para cada tipo de crudo.

• Refinería: Planta diseñada con la finalidad de separar diferentes tipos de

petróleos desde los mas pesados hasta los más ligeros y asi poder obtener

productos derivados del petróleo como son la gasolina, diesel, aceites, etc.

101

• ROV: Remote Operated Vehicles, en español Vehículos operados

remotamente.

• SCM: Subsea Control Module, en español Modulo de Control Submarino.

• SCMMB: Subsea Control Module Mounting Bracket, en español Base de

Montaje del Modulo de Control Submarino.

• SEM: Subsea Electronic Module.

• SDU: Subsea Distribution Unit.

• Sísmica : Método mediante el cual es posible describir la estructura geológica

subterránea. Esto se logra mediante señales de sonidos creadas por pequeñas

detonaciones en la superficie y analizadas por un sonar, con la finalidad de

localizar los depósitos de hidrocarburos.

• SUTA: Unidades de terminación de los umbilicales submarinos.

• Terminal en superficie : Deposito en la superficie con la función de recibir y

almacenar la producción submarina transportada ya sea por barco o por medio

de tuberías.

• UPS: Uninterruptible Power Suply.

• VCD: Visualizar Conceptualizar y Definir, en ingles Front End Loading (FEL)

• Yacimiento de gas : El cual contiene en su mayor parte gas natural y en menor

proporción pequeñas cantidades de petróleo.

102

Fuentes de Investigación.

1. Normatividad ISO 13628-6 aplicada a los Sistemas de Producción

Submarinos. Enero, 2003 [R1]

2. http://www.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=145&catID=

12681&contentID=1997, Porcentaje de la producción total del país

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3. Exploración y explotación de campos en aguas profundas. Dr. Héber

Cinco Ley. Octubre, 2009. [R3]

4. “ Mexico’s deep challenge”, Offshore Engineer, Houston, Texas. Jennifer

Pallanich. June 2008. [R4]

5. Don Lyle, “Technology opens Paleogone play”, E&P, Houston, Texas,

2008. [R5]

6. Congress of Offshore Engineer, Houston, TX, 19 June 2008.[R6]

7. http://www.cnnexpansion.com/negocios/2009/05/08/tamil-podria-producir-hasta-250000-bpd, mayo 2009 [R7].

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9. El Financiero (17-10-2010) México D.F. p 17. [R9]

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10. Pemex Exploración y Producción, “Practicas internacionales para la terminación de pozos en aguas profundas y su enfoque a proyectos de Pemex” [R10].

11. Las Normas de Referencia en Petroleos Mexicanos, Francisco L. Sepulveda. [R11].

12. Tomado de “The deepwater is depths of 1000 ft or greater” Mineral Management Service (MMS), “Deepwater Gulf of México: America’s Expanding Frontier (http.www.gomr.mms.gov). [R12]

13. Front End Loading “Myths & Misconceptions”. Clerucuzio Lammers, Septiembre 2003. [13]

14. Gestión de Proyectos en las Empresas del Sector Eléctrico, Luis Uglas. Abril 2008. [14]

15. Front End Loading for Smarter Proyect. Luigi Saputteli. Penn well Corporation. Julio 2008. [15]

16. Front End Loading “Conceptos y Técnicas”. Ing. Jorge Gadze. Julio 2008. [16]

17. Normatividad ISO 14723 aplicada a los Sistemas de Tuberías para la

Transportación del Hidrocarburo.

18. Normatividad ISO aplicada a la Seguridad en las Plataformas.

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19. Deepwater Gulf of Mexico 2006 America´s Expanding Frontier. By

Leanne S. French G. Ed Richardson, Eric G. Kazanis, Tara M.

Montgomery, Christy M. Bohannon, Michael P. GravoisU. Minerals

Management Services. 2006.

20. Deepwater Discovery. Cameron. Pemex Subsea Training 2006

21. Introduction to Subsea Systems. Cameron. Pemex Subsea Training

2006.

22. Umbilicals and Subsea Control Equipment. Cameron. Pemex Subsea

Training 2006.

23. Subsea Technologies by FMC.

24. Front End Loading Myths & Misconceptions. ECC Conference 2003.

25. Especial Report of Front End Loading. Luigi Saputelli, Rob Hull, Alvaro

Alfonzo. Oil & Gas Finacial Journal.

26. Front End Loading (FEL) conceptos y técnicas más importantes.

Ing. Jorge Gadze.

27. www.inegi.com

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