Este documento presenta información sobre sistemas flotantes de proceso (FPU) para el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos en aguas profundas. Explica que los FPU son unidades flotantes que procesan, almacenan y exportan hidrocarburos recibidos de campos submarinos. Luego describe los principales tipos de FPU, como los FPSO, TLP y semisumergibles. Finalmente, analiza algunos retos que enfrenta Pemex para el desarrollo de campos en aguas profundas median

1. SISTEMAS FLOTANTES DE PROCESO
(FPU´s) PARA DESARROLLO DE
YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS
UBICADOS EN AGUAS PROFUNDAS
Trabajo preparado por Luis Guillermo Ucha Gomez
2do Congreso Logística, Transporte y Distribución de Hidrocarburos
21 de Noviembre 2013
Leon, Guanajuato, México
luis.guillermo.ucha@pemex.com

2. Contenido del Trabajo
Sistemas Flotantes de Proceso (FPU´s)
para Desarrollo de Yacimientos de
Hidrocarburos Ubicados en Aguas
Profundas del Golfo de México
Floating Production - Process Units






Definición
Tipos
¿Donde se utilizan?
Historia
Retos de PEP para el desarrollo de campos
en aguas profundas usando FPSO´s
Regulaciones para operar FPSO’s en el Golfo
de México
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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Luis.guillermo.ucha@pemex.com
 ¿Que es Desarrollo de Campos?
 ¿Que es Aguas Profundas?
 Tendencias, Producción e Inversión con
FPSO´s

3. DEFINICIÓN DE AGUAS PROFUNDAS

4. ¿Que es Aguas Profundas?
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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Luis.guillermo.ucha@pemex.com

5. ¿Qué es Aguas Profundas?
20 - 600 m
500 m
a
900 m
Aguas Someras: 0 a 500 m
En algunos casos como Petrobras lo consideran desde 300 m
Aguas Profundas: 500 a 1,500 m
Aguas Ultra-Profundas: mayor a 1,500 m
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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Subsea
Development
(Tied Back
To Host
Facility)

6. DEFINICIÓN DE FPU´S

7. ¿ Que es una Floating Production - Process Units ?
Son equipos flotantes que tiene como característica principal contener equipos y sistemas para
separar, bombear, comprimir, deshidratar, medir, almacenar, trasegar, exportar, etc. los
hidrocarburos recibidos y así como procesar los desechos generados por la ejecución de los
procesos descritos y disponerlos según las normas ambientales internacionales o del país en
que se encuentra.
Adicional a los sistemas anteriores, cuenta con sistemas de:

Sistemas de anclas o de Posicionamiento Dinámico

Sistemas de Desconexión y conexión por emergencias

Sistema de Paro por emergencias

Almacenamiento de hidrocarburos

Pontones de almacenamiento y balance

Equipos de Perforacion e Intervención a pozos

Autopropulsados

Sistemas de transporte, distribución y almacenamiento

Alojamiento

Etc.
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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8. Sistemas que integran los FPU´s














Oil and Gas separation & Metering
Systems
Gas Lift Injection Systems
Water treating and & Injection Systems
Storage & Offloading Systems
Dehydration and Gas Sweetening Systems
Gas Boosting
Booster & High Pressure Gas Compression
Turret Mooring Systems
Air Supply auxiliary plant
Power Generation Systems
Inert gas Generation Systems
Fuel Gas Systems
Flare Systems
Emergency Shutdown Systems

9. Tipos de Floating Production - Process Units
Acroym
Defintion
DDCV
Deep Draft Caisson Vessel
DDF
Deep Draft Floater
DDS
Deep Draft Semi
FDPSO ó
FPDU
Floating Drilling, Production, Storage and
Offloading Systems
FPDO
Floating Production Drilling and Offloading Unit
FPSO
Floating Storage and Offloading Systems
MiniDOC
Cross Between a semisubmersible and a truss
spar
MODU
Mobil Offshore Drilling Unit
Semi –FPU Semi Submersible Floating Production Unit
TLP
Tension Leg Platform
SPAR
Acroym
SPAR
Defintion
FSO
Floating Storage and Offloading
http://www.geographic.org/deepwater_gulf_of_mexico/development_systems.html
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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Three different development
systems (left to right):
1. a SeaStar TLP installed at
ChevronTexaco’s Typhoon field,
2. a spar installed at
ChevronTexaco’s Genesis Field,
and
3. a semisubmersible at Shell/BP’s
Na Kika Field (images courtesy
FPDU
of ChevronTexaco, Shell
FDPSO
International Exploration and
Production Inc., and BP).

10. Tipos de Floating Production - Process Units
Plataforma Fija
Fixed Platform
Compliant
Tower
20 - 600 m
500 m
a
900 m
Mini
TLP
150 m
a
1500 m
SPAR
DDCV
600 m
a
3000 m
FPDU
FDPSO
500 m
a
3000 m
TLP
FPSO
FDPSO
500 m
a
1500 m
500 m
a
3000 m
Subsea
Development
(Tied Back
To Host
Facility)
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11. Un poco de historia de Unidades Flotantes en el Golfo de México
1996 Texaco presentó el desarrollo Fuji con FPSO, sin embargo no fue rentable al
determinar que las reservas eran insuficientes.
1998–1999, Shell y BP realizaron estudios de factibilidad usando un FPSO en el
desarrollo Na Kika donde se incluyeron a lideres constructores en el desarrollo de estas
embarcaciones.
2000–2001 un operador analizó exhaustivamente la opción de utilizar un FPSO, pero
tomando en cuenta la incertidumbre generada por la regulación que en ese
momento estaba vigente y analizando los rentabilidad por el uso de tuberías
exportación, la combinación de un FPSO y un shuttle-tanker tuvo baja rentabilidad en
contra de un Spar y plataformas Semisumergibles-.
2000–2001 En los mismos años otro operador mostró sus proyectos para
evaluación en diferentes conferencias de la SPE en Houston donde incluyó shuttle
tankers y un FPSO. Sin embargo ese desarrollo se convirtió en una plataforma
de patas tensionadas (TLP) y líneas de exportación hacia una
plataforma fija en producción.
 En Marzo 17, del 2011 the Bureau of Ocean Energy Management,
Regulation and Enforcement (BOEMRE) aprobó el primer desarrollo en Aguas
Profundas del Golfo de México utilizando un FPSO (Projecto Cascade Chinook)
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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12. ¿Donde se utilizan los FPU´s Unidades flotantes de Proceso?





Campos marginales
 Incertidumbre en la cantidad de reservas a ser recuperadas,
 Altos costos asociados a la adquisición de información del yacimiento,
 Altas inversiones de capital que aun con la tecnología correcta se requiere reducir costos
para mejorar la rentabilidad del proyecto,
 Yacimientos rentables que por su localización están completamente fuera del
área de recolección de otros campos, por lo que su gastos de infraestructura
reducen la rentabilidad de ellos,
 Yacimientos delimitados de reducidas reservas y no son económicamente viables,
 Costos de desarrollo muy altos debido a gastos para cumplir con normatividad ambiental o
que tienen restricciones tecnológicas,
Pruebas extendidas de producción.
Campos de alta productividad de aceite crudo sin instalaciones de almacenamiento y proceso
cercanas
Campos de gas extremadamente productivos que amorticen la inversión, la operación y el
mantenimiento de la instalación flotante
Tecnología Disponible
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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13. Estructura Principal para el desarrollo de campos en aguas profundas
4) Instalación de producción Principal o
Instalación flotante de Producción o Equipo
Flotante de Proceso
4) Host Production Facilities or Floating
Production Facilities or
Floating Process Units
3) Sistemas submarinos de Producción o Sistema
Submarino
3) Subsea Production Systems or Subsea Systems
2) Pozos
1) Yacimiento
2) Wells
1) Reservoir

15. SDU
GAS INYECTION SUBSEA TREE
SUBSEA TREE
OBJETIVO DEL POZO
UTA
EXPLORATORY
DEVELOPMENT
1
INJECTION WELLS
3
DEVELOPMENT
4
APPRAISAL
2
1450 MTS.
DIRECCIONAL
VERTICAL
VERTICAL
DIRECCIONAL
3 KM.
Escenario de Desarrollo del campo P90
UMBILICAL
JUMPER/FLOWLINE
FLIYING LEADS
RAISER
PLET/FLET
PLEM
MANIFOLD
4 HUBS
1 KM.

16. PRODUCTION UMBILICAL
SDU
PRODUCTION RAISERS
MANIFOLD 4 HUBS
GAS INJECTION RAISER
WET TREE
INJECTION UMBILICAL
GAS INJECTION WET TREE
VERTICAL
UTA
8
1
TOTAL DEVELOPED DEPTH
7
DIRECCIONAL
3
2
DIRECCIONAL
6
DIRECCIONAL
5
DIRECCIONAL
Lost well
4
VERTICAL
VERTICAL
Escenario de Desarrollo del campo P50
JUMPER
FLIYING LEADS
RAISER
DIRECTIONAL WELL
FLOW LINE
PLET
FLEM 3 HUBS

17. P10 Diagram
Escenario de Desarrollo del campo P10

18. P10 Diagram
Escenario de Desarrollo del campo P10

19. EJEMPLO USO DE FPU´S PARA
DESARROLLO DEL CAMPO SUBMARINO

20. Proyecto Hoover Diana USA DDCV
DEEP DRAFT CAISSON VESSEL.
Embarcación flotante de forma cilíndrica con
compartimientos llenos de aire colocado en
posición vertical, balanceada con agua de
mar y contrapesos fijos la parte inferior.
La superestructura del DDCV tiene las
instalaciones de producción para manejo de:
 100,000 bpd de Aceite Crudo
 325 million pies³/day of gas
 Manejo de hasta 60,000 bpd de agua.
 Tres niveles de proceso:
 Separación
 Deshidratación
 Tratamiento
 Equipo de Perforacion
 Arboles de producción secos (Dry trees)
con risers tensionadores para cada pozo
lo que permite intervenciones a pozos
con preventores superficiales.
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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Luis.guillermo.ucha@pemex.com
http://www.offshore-technology.com/projects/hoover/

21. Proyecto Visund, Norway FPDU GVA 8000
 24 pozos fueron perforados
 14 pozos productores
 2 inyectores de agua
 6 inyectores de gas
 1 productor de gas
 Dos conductores de spare
 2 pozos productores mas serán perforados
 Capacidad de reparaciones mayores a pozos
 Desarrollo de reservas de mas de 304 mmboe y 51
billones de scf
 Capacidad de 28 risers de producción
 10 risers mas de producción protegidos en el area de LQ
 Capacidad de proceso de 100,000 bpd de aceite
 Capacidad de proceso total de 175,000 bpd
 Capacidad de inyección de agua de 115,00 bpd
 Producción de gas de 350 mmscf
 Capacidad de inyección de gas de 350 mmscf
 Capacidad total de producción de gas 635 mmsfc
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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Luis.guillermo.ucha@pemex.com
http://www.offshore-technology.com/projects/visund/

22. Industry’s First Use of Electric Submersible
Pumps in a Multi-well Subsea Environment
Project Overview
Contract Award: 1994
Location: China Block 11-1
Host Type: FPSO
No. Trees: 25
Water Depth: 370 m (1,210 ft)
Tree Type: Horizontal
Tree Pressure: 2,250 psi
Tree Bore Size: 4”x2”
Hydrocarbon: Oil

23. Deepwater Subsea Project
Mixture of Manifold Cluster and Remote / Inline Tie Backs

24. Principales retos de PEP para el desarrollo de campos
en aguas profundas mediante el uso de FPSO´s
Desarrollo de Normatividad Mexicana para el diseño, operación y mantenimiento.
2.
Disminución de Regulaciones legales excesivas.
3.
Mercado internacional:
1. FPSO´s (Incremento en la demanda Mundial de uso de FPSO).
2. Incremento en el Desarrollo de Yacimientos localizados en aguas profundas y ultra
profundas .
4.
Falta de definición de los proyectos de desarrollo (Vamos o no vamos)
5.
Incremento en la demanda mundial de hidrocarburos, incremento de precios.
6.
Evolución organizacional y legal de compañías petroleras estatales de otros países.
7.
Adopción de modelos organizacionales obsoletos.
8.
Evitar los largos y tediosos procesos licitatorios que al final no garantizan contratar a la mejor
compañía tanto en precio como en calidad.
9.
Los desarrollos en aguas profundas sonde Altos CAPEX Capital Expenditures
10. Dependencia del Gobierno en asignación de presupuestos de inversión y operación
11. Desarrollo o adpocion de estandares de calidad con extremadamente altos requerimientos. Los
ALTOS Costos de MANTEX y de Inspección ademas de los costos de Reemplazo (Sellos y otros
materiales no metalicos deben estar diseñados para 20+. Los metales deben ser resistentes a
la corrosion.
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
1.
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25. Regulaciones para operar FPSO’s en el Golfo de México
Las Regulaciones existentes por parte del Gobierno EU se enfocan en el operación y diseño de los FPSO y van en
búsqueda de evitar:
1.
Contaminación ambiental y marina derivado de actividades de perforación y desarrollo de campos
2.
Riesgos asociados a la colisión entre el FPSO y el Barco Tanquero (shuttle tanker).
3.
Diseño y operación de los Sistemas de emergencia y Procedimientos (incluye medidas de reducción del
riesgo para las operaciones del barco shuttle tanker cuando este se aproxima al FPSO.
4.
Condiciones ambientales severas provocadas por Huracanes.
5.
Afectación de las operaciones de producción, proceso, almacenamiento y trasiego, por malas condiciones
ambientales.
6.
Afectación de las operaciones de producción, proceso, almacenamiento y trasiego provocadas por retrasos,
problemas en el proceso que afectan la seguridad de la operación.
7.
Operaciones simultaneas.
8.
Asignación de responsabilidades en cualquier evento que ocurra durante la operación del FPSO.
9.
Administración y Mitigación de los riesgos asociados a la operación del FPSO.
10. Comunicaciones.
11. Operaciones que tienen interfases que administrar y los equipos que participan en esas interfases.
12. Suficientes safe guards construidas dentro del sistema de producción para prevenir la ocurrencia de
incidentes importantes que impacten la seguridad o el ambiente.
13. Definición clara de procedimientos operativos que describan las división entre la responsabilidad del dueño
de la operación y el responsable ante las autoridades gubernamentales (resposability vs accountability).
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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Luis.guillermo.ucha@pemex.com

26. Tendencia Mundial de Desarrollo de Campos con FPSO´s
Complaint Tower
SPAR/DDCV
TLP
Semi FPU´s
FPSO´s
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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27. Producción Promedio Anual Aceite Crudo en el Golfo de México de EU
(Gulf of Mexico Average Annual Oil Production)
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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Luis.guillermo.ucha@pemex.com
GoM Oil & Gas Production Forecast 2009-018
Production Forecast 206.pdf

28. Inversión en Aguas Profundas por Región (Capital Expenditures CAPEX)
Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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29. Elaborado por: Luis Guillermo Ucha Gomez
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