YPF llevará a cabo en 2011 la perforación del pozo exploratorio Malvinas-1

1. Planificación del pozo Malvinas
Octubre 2010
Jorge Barrón, Gerente de Perforación Offshore

2. Perforación Offshore en el Mar Argentino
AGENDA
• Antecedentes
• Desafíos
• Well Planning
• Logística
• Stena Drillmax
• Planes de Contingencia y Aseguramiento
2

3. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Antecedentes
Desafíos
Well Planning
Logística
Stena Drillmax
Planes de Contingencia y Aseguramiento

4. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Antecedentes
• En el 1er. Trimestre de 2011 YPF llevará adelante una campaña de
exploración en la cuenca Malvinas.
• Se perforará un pozo exploratorio de 2000 m en el bloque CAA-40 con una
profundidad de agua de 500m (exploración Wildcat)
• Compromiso con el estado Abril 2011
• Socios PanAmerican Energy y Petrobras
4

5. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Antecedentes
Bahía Blanca
Deep-Draft Port
900 nm
Puerto Madryn
Puerto Madryn
Deep-Draft Port
784 nm
Pto.Argentino
Comodoro Rivadavia
Logistics Base
Airport
514 nm – 2d 5hr
Puerto Deseado
Refueling Station
381 nm – 1d 9hr
Punta Quilla
Contingency Port
307 nm – 1d 7hr
Punta Loyola
Contingency Port
270 nm – 1d 3hr
Rio Grande
Aerial Base
185 nm – 1hr 22m
5

6. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Antecedentes
Desafíos
Well Planning
Logística
Stena Drillmax
Planes de Contingencia y Aseguramiento

7. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Desafíos
• El margen continental argentino es de 3.000.000km2
• Históricamente se han perforado alrededor de 173 pozos
exploratorios offshore:
1969 - 1979: 23%
1990 - 1999: 26%
1980 - 1989: 48%
2000 - 2010: 1%
• El 60% de estos pozos fueron perforados
solo en la cuenca Austral.
• Tomando en cuenta la gran extensión del
margen continental marítimo, se ve una baja
exploración offshore.
7

8. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Desafíos
• Falta de contratistas locales con experiencia Offshore
• Costos de movilización / desmovilización de barcos de apoyo, materiales,
herramientas.
• Falta de recursos humanos locales con experiencia offshore
• Consideraciones logísticas: inexistencia de barcos de apoyo de bandera
Argentina.
• Consideraciones geológicas: regiones geológicas inexploradas, incertidumbre.
• Consideraciones medioambientales: fuerte sensibilidad ambiental en mares del
Sur.
• Falta de entes de control centralizados: permisos municipales, provinciales, y
nacionales.
8

9. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Desafíos
Disponibilidad de Equipos para operaciones offshore (año 2009)
Fuente: RigZone (Año 2009)
9

10. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Antecedentes
Desafíos
Well Planning
Logística
Stena Drillmax
Planes de Contingencia y Aseguramiento

11. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Well Planning-GIP Gestion Integrada de Proyectos

12. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Well Planning
Id
Nombre de tarea
75
VISUALIZATION
1
VISUALIZATION
SITE SURVEY
160
CONCEPTUALIZATION
272
DEFINITION PHASE
316
Drilling Technical Programmes
328
Hole Section Instructions
330
Workshop w ith contractors drilling
346
Finance and Costs. Drilling
342
Logistics Plan (Detailed)
276
Well Drilling Design Technical Review (TR3)
444
WT Technical Programmes
464
Finance and Costs. WT
460
CWOP
277
Well Testing Design Technical Review (TR3 WT)
473
EXECUTION
490
Delivery Stena in Brasil
492
Rig Mobilization from Brazil
493
Rig arrival to CRV
512
Spud Well
511
Dry hole
tri 3 2010
A
S
536
Rig Demov to GOM
tri 4 2010
O
N
D
tri 1 2011
E
F M
A
SITE SURVEY
CONCEPTUALIZATION
HAZID Detailed (Updated)
424
J
HSE Plan (Updated)
404
tri 2 2010
A
M
J
DWOP Meeting
399
tri 4 2009
tri 1 2010
O
N
D
E
F
M
VISUALIZATION
DEFINITION PHASE
Drilling Technical Program mes
Hole Section Instructions
Workshop w ith contractors drilling
Finance and Costs. Drilling
DWOP Meeting
24 ene
HSE Plan (Updated)
HAZID Detailed (Updated)
Logistics Plan (Detailed)
Well Drilling Design Technical Review (TR3)
16 feb
WT Technical Program mes
Finance and Costs. WT
CWOP
27 ene
Well Testing Design Technical Review (TR3 WT)
24 feb
EXECUTION
Delivery Stena in Brasil
Rig Mobilization from Brazil
Rig arrival to CRV
Spud Well
Dry hole
Rig Dem ov to GOM
tri 2 2011
M
J

13. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Well Planning- Riesgos Identificados
Tiempos De
Espera
Logísticas
Interfase
Cuestiones
Ambientales
Fallas
entre
Cías de
Servicio
Arcillas
Reactivas
RIESGOS
PRINCIPALES
Pega
Diferencial
Incertidumbre
Medioambiente
Geológica
Zonas
Sobre
presionadas
Riesgos
Derrames
Someros
Influjos
Someros (Gas-Agua)
Bajo
Gradiente
de Fractura
Formación
de Hidratos

14. Principales Riesgos Asociados
Well Planning- Secciones Riserless
HIGH
Sección 17 ½” – Antes de la Mitigación
Shallow gas
(Impact x Probability
RISK
flow
Downtime due
Rig Equipment
to WOW
Failure
Inadequate
Insufficient
wellbore
PAD mud
cleaning
on rig
ROV
Failure
Angle
build up
Shallow
water flow
LOW
HIGH
ABILITY TO MANAGE
LOW

15. Principales Riesgos Asociados
Sección 17 ½” – Luego de la Mitigación
(Impact x Probability
RISK
HIGH
Downtime due
to WOW
Shallow gas
Rig Equipment
flow
Failure
ROV
Failure
Inadequate
Insufficient
wellbore
PAD mud
cleaning
on rig
Shallow
water flow
LOW
HIGH
Angle
build up
ABILITY TO MANAGE
LOW

16. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Well Planning- Esquema Mecánico
Mud Line (522 m)
36” Conductor Casing (582 m)
13 3/8” Surface Casing (1032 m)
Asegurar suficiente Resistencia de Formación e integridad
de cemento para impedir migración de gas a superficie.
9 5/8” Production Casing (1432 m)
Objetivo Primario: Adquisición de datos.
Correr y fijar liner para el ensayo.
7” Production Liner (2032 m)

17. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Well Planning- Secciones Riserless
Secciones Riserless : Método Pump and Dump
Objetivos: Hueco Piloto 8 ½”
•
Determinar Presencia de gas somero en el área hasta los 1000 m
•
En caso de una arremetida de gas, el control dinámico tiene mas chances de éxito que en un
pozo de gran diámetro
Objetivos: Sección ensanchada 42”
•
Perforar, y cementar los sedimentos no consolidados de superficie.
Objetivos: Sección Ensanchada 17 ½”
•
Perforar y cementar las formaciones del bajo Pleistoceno y Plioceno
•
Perforar eficientemente a través de las capas de gas somero.
•
Suficiente competencia de zapato (LOT)
•
Optimizar la utilización de fluidos.
42”
36” Csg
560 m
8 ½”
Hueco Piloto
17 ½”
Mix-on-the-fly technology
16 ppg + EMW
1000 m

18. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Antecedentes
Desafíos
Well Planning
Logística
Stena Drillmax
Planes de Contingencia y Aseguramiento

19. Movilización y Alistamientos
1st STAGE MOB
Bahía Blanca
Brazil - Argentina
Distance: 1700 nm
Duration: 15 days
Puerto Madryn
Cdro
Rivadavia
RIG READINESS
Country Entrance Permits,
Materials Uploading &
Crew Change
Duration: 8 days
2nd STAGE MOB
CRV - MLV
Distance: 530 nm
Duration: 2 days

20. Bases Logísticas Onshore
Bahía Blanca
Deep-Draft Port
900 nm
Puerto Madryn
Puerto Madryn
Deep-Draft Port
784 nm
Pto.Argentino
Comodoro Rivadavia
Logistics Base
Airport
514 nm – 2d 5hr
Puerto Deseado
Refueling Station
381 nm – 1d 9hr
Punta Quilla
Contingency Port
307 nm – 1d 7hr
Punta Loyola
Contingency Port
270 nm – 1d 3hr
Rio Grande
Aerial Base
185 nm – 1hr 22m

21. Bases Logísticas Onshore
Pto Comodoro Rivadavia
(Prov. Chubut)
Maniobra de amarre
Sin inconvenientes
Permanencia en muelle
Sin restricciones
Instalaciones existentes
Si, construidas y acondicionadas para
Aurora
Experiencia operativa del puerto
Actividad petrolera regional
Relación con las Autoridades
Actividad Sindical
Experiencia operativa de PNA
Si, reciente
Si, presencia de bases de suministro de
empresas de servicio
Si, fluida, agilidad en los procesos
administrativos y operativos
Existente
Si, reciente

22. Base Logística Comodoro Rivadavia, Chubut

23. Base Suministro de Combustible
Puerto Deseado
(Prov. Santa Cruz)
Pto Punta Quilla
(Prov. Santa Cruz)
Pto Comodoro Rivadavia
(Prov. Chubut)
Maniobra de amarre
Sin inconvenientes
Espera horario de marea
(12hs)
Sin inconvenientes
Permanencia en muelle
Sin inconvenientes
Condicionado a las
corrientes de mareas (7
nds)
Sin inconvenientes
Si
No
Si
Manifold de la Terminal
Camión, desde
Comodoro Rivadavia
(750 km)
Camión, desde km3 (9
km)
Propietario
Método de provisión

24. Bases Aéreas
• Premisa: menor tiempo de vuelo → mínima distancia a la locación
Aeropuerto
Hermes Quijada
(Río Grande, TdF)
Distancia a locación
Categoría AOCI (Organización de
Aviación Civil Internacional).
Tipo de aeronaves que pueden
operar
Aeropuerto
Islas Malvinas
(Ushuaia, TdF)
Aeropuerto
Norberto Fernandez
(Río Gallegos, Santa
Cruz)
185 MN
(1 hr 22min)
215 MN
270 MN
4C Aeropuerto
Internacional
4E Aeropuerto
Internacional
4E Aeropuerto
Internacional
McD Douglas MD-81
Airbus A318 / A319 / A320
/ A321
Boeing 738
Airbus A340
Boeing 747 / 778
Airbus A340
Boeing 747 / 779
Operadoras
LADE
Aerolíneas Argentinas
LADE
Aerolíneas Argentinas
LADE
Aerolíneas Argentinas
LAN Airlines
LAN Argentina Aeovías
DAP
Hangares disponibles
Base Aeronaval ARA
Base Aeronaval ARA
Aeroclub

25. Bases Aéreas
Base Aeronaval Río Grande – Hermes Quijada International Airport (TdF)
 9 km NW of Río Grande city,
Road No. 3
 185 nm from Malvinas x-1

26. Manuales y Procedimientos
• Manual y Procedimientos de Operación de Bases Logísticas
• Criterios de diseño, instalaciones y procedimientos de operación de
Bases Logísticas onshore para apoyo de las actividades de
exploración offshore.
• Plan Logístico:
• Identificación y especificación de medios y necesidades logísticas
para el proyecto
• Manual de Operaciones Marinas
• Lineamientos generales para operación de buques en el área

27. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Antecedentes
Desafíos
Well Planning
Logística
Stena Drillmax
Planes de Contingencia y Aseguramiento

28. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Stena Drillmax
• Dadas las condiciones climáticas, la geografía y la profundidad del agua, se
empleará un drillship.
• Stena DrillMAX
•
•
•
•
Alta autonomía
Posicionamiento dinámico
Doble torre de perforación
Profundidad Máx. Agua: 3048 m.
28

29. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Barcos de Apoyo
Normand Skarven.
Normand Baltic.

30. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Helicópteros
• Helicópteros para Transporte de Personal:
• Aeronave: 2x Agusta Westland AW-139
• Tipo: Bi-turbina
• Capacidad de vuelo: Diurno y nocturno
• Tripulación mínima: Piloto y copiloto
• Pax: máx. 7
• Reserva de combustible mínima: 30 min para un vuelo de 400 mn
• MEDEVAC: remoción de asientos para transporte de camilla y
asistente médico

31. Perforación Offshore en el Mar Argentino
Antecedentes
Desafíos
Well Planning
Logística
Stena Drillmax
Planes de Contingencia y Aseguramiento

32. Well Control Action Plan
GIP: Frame Work
Well Control Action Plan
VISUALIZATION
CONCEPTUALIZATION
KickOff
Meeting
Programs
Drilling Working
Instruction
Site Survey
SHA Review
Rig Visit
Identify Needs
of Well Control Assurance
Risk Assess.
Risk Assess.
Pre-Spud
Rig and Drilling
Tools Acceptance
Blowout Response II
DWOP
TWOP
Blowout Response I
Hazid
HSE
EXECUTION
DEFINITION
OS Drill
OSER Plan

33. Assurance
Specific Tasks During
Conceptualization
Rig Selection
Surface Hole Approach
Engineering Focused Well Control
Tasks (B&C)
Shallow Gas Flow
Blow Out Estimation Rates
Pumping Requirements
Conceptual Relief Well
Well Interventions
Drilling Fluids Strategy
Logistics needs identification and
Plan
Specific Tasks During Definition
Rig Audit
Rig Inspection
BOP Inspection
Crew Engagement
External Well Examiner
Working Instructions
Blow Out Contingency Plan (BCP)
Drilling Fluids Strategy
Logistics implementation plan

34. Assurance Specific Tasks
Operations
Decision-making




Implementaion of “Well Aware”
programme to raise awareness of
human factors issues
Review key decision points on
decision criteria and potential
ambiguities
Table top exercises to rehearse team
in decision making and response to
unexpected events.




5. Operations
4. Decision Making
3. Pre-Operations Start-Up
Rig Audit





Shared Activity with previous operator
YPF Supervisors Involved
Stenas´additional actions post Horizon
incident
Action Tracking from previous
operator to YPF
Periodic Verification During
Operations
2. Rig Audit
1. Well Integrity
Pre-Operations Start-Up





Well Integrity

Implement UK well examination scheme


Verification of barriers
Critical focus on well integrity issues
during the Well Test.
Re-verification of barriers that might

Zero tolerance on any BOP or
control systems defects
Max focus on PP detection
Pit volume monitoring (one
operation at a time)
Rigorous tripping procedures
Strict adherance to policies during
installation & testing of safety
critical barriers.
Verification of emergency
disconnection and AMF systems
Double check function on ROV hot
stab interfaces
Re-check shearing capabilities
Advice from Boots and Coots on
emergency access – Lessons from
Macondo
Petrobras and PAE shared
learnings post Horizon Incident

35. 35