conceptos alternativos para un yacimiento de gas en …comunidad.ingenet.com.mx/aguasprofundas/files/2010/07/Proyecto... · y colocarse la tubería del conductor de perforación

“Una comparacion de conceptos alternativos para un yacimiento de gas en aguas profundas mexicanas enfocado en operaciones marinas.” Omar Romero Mata

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4.3 OPERACIONES MARINAS PARA UNA PLATAFORMA TLP. Reeg describe el proceso de instalación de los conceptos TLP que se reproduce a continuación: Resumen de la instalación. La instalación de una plataforma TLP se hace en etapas, a menudo, el trabajo de diseño en una sección de la TLP se está haciendo mientras que otra parte se está instalando. Por ejemplo, los pozos a menudo se pre‐perforan, mientras que la TLP está siendo diseñada y construida. La instalación de una TLP típica se hace en el siguiente orden: 1. Instalación de la Plantilla para pozos o cimientos para TLP 2. Instalación de ductos de exportación 3. Instalación de risers flexibles y líneas de anclaje 4. Instalación de tendones de la plataforma 5. Instalación del casco y los equipos de cubierta Instalación de la Plantilla para pozos o cimientos para TLP

Plantillas. Las plantillas proporcionan la distribución en el lecho marino para los pozos y los cimientos si, es necesario. Los pozos pueden ser perforados a su profundidad total, o parcialmente y colocarse la tubería del conductor de perforación. La perforación de pozos adicionales y las operaciones de terminación se puede hacer desde el TLP. La plantilla de instalación para la perforación y la plantilla de cimiento es similar pero algunos de los equipos utilizados pueden ser diferentes. La plantilla está construida en tierra y remolcada a la ubicación para la instalación.

Una plataforma de perforación móvil (MODU) es el equipo preferido para la instalación, ya que elimina la necesidad de buques adicionales. Sin embargo, las plataformas de perforación no pueden manejar grandes pesos y se refleja en reducción de la capacidad. Las plantillas grandes pueden necesitar una grúa para la instalación y también necesitaran sistemas de manejo costosos y aparejos.

Cimientos.

Los cimientos aseguran el TLP al lecho marino usando pilotes enterrados, que pueden ser de concreto o acero. Los tendones se unen a los cimientos y la plataforma se une a los tendones. Los pilotes pueden ser hincados o instalados por perforación y cementación. Los pilotes hincados son de costosa instalación, pero el poder de retención de los pilotes por perforación y cementación no puede igualar la fuerza de su instalación debido a los cambios en la interfaz entre el pilote durante las operaciones de perforación y limpieza. Un barco típico utilizado para la instalación de los


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cimientos puede ser una embarcación de construcción, semisumergibles o buques de la grúa. Se utiliza un martillo hidráulico para impulsar los pilotes en el lecho marino. Instalación de ductos de exportación.

Los ductos para la TLP son las mismos que los utilizadas en las plataformas convencionales. Un riser de acero en catenaria puede ser utilizado para conectar el ducto submarino a la TLP. Varios métodos de instalación pueden ser utilizados. El método más comúnmente utilizado para la instalación de ductos es el método de tendido en “J”. El rango en tamaño de los ductos para alcanzan hasta 18 pulgadas de diámetro para aceite y aproximadamente 14 pulgadas para gas. A menudo, el gasoducto se unirá a otro sistema de transporte a la costa. El aceite puede ser transportado en duques como alternativa a los ductos.

Instalación de los tendones de la plataforma.

El TLP hace uso de tendones para asegurar la plataforma a los Cimientos. No hay un orden predeterminado para la instalación de la plataforma y los tendones. En algunos casos, los tendones se conectarán a los cimientos, luego la plataforma será trasladada a su lugar y los tendones aseguraran la plataforma.En otros casos primero se trasladará la plataforma, se aseguraran los tendones de la plataforma, y luego se conectarán los tendones a los cimientos. Otra opción es asegurar algunos de los tendones a las cimientos, mover la plataforma a su lugar, fijar a los tendones asegurados, y fijar el resto de los tendones primero a la TLP y luego a los cimientos.

Instalación del casco y los equipos de cubierta.

La sección superior de un TLP consiste en el casco, la cubierta, y los equipos de cubierta. Los módulos se construyen en patios de construcción en tierra y, normalmente, se ensamblan en un lugar de aguas someras cerca de la costa, para luego ser remolcados al sitio de la instalación final. Los módulos pueden ser fijados al casco ya sea en tierra o en la localización final de la instalación. El factor económico es el determinante para establecer donde se ensamblan los módulos y el casco. El casco proporciona la flotabilidad para la TLP en el agua y soporte a la plataforma. El casco contiene varios de los sistemas mecánicos necesarios para la operación de la plataforma. La parte superior, incluye equipos relacionados con sistemas contraincendios, procesamiento de agua de mar, almacenamiento de diesel, almacenamiento de aceite de baja toxicidad, y sistemas de almacenamiento de líquidos de terminación. El casco incluye equipos relacionados con balastro, drenaje y de achique de 12 horas. • Para el caso de Thypoon. La plataforma fue transportada al sitio utilizando cuatro remolcadores oceánicos, viajando a tres millas por hora, completando en siete días las 400 millas de transporte. • Debido a que la instalación se llevó a cabo en aguas someras no hubo necesidad de helicópteros adicionales, barcos de suministro, equipos marinos, y operaciones en alta mar. El acuartelamiento, y las demoras del tiempo se redujeron considerablemente. La mano de obra utilizada durante la


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instalación, en su momento de mayor actividad, fue de 350 personas. Información sobre la perforación. La perforación de pozos para el TLP a menudo comienza después de la instalación de la plantilla de perforación. El TLP puede tener hasta 50 espacios para pozos, así con las facilidades para conexión de pozos submarinos satélite. La pre‐perforación implica el uso de unidades móviles de perforación (buques de perforación o semisumergibles) para perforar y colocar la tubería de conducción a una profundidad conveniente, normalmente a través de la zona de flujos de aguas someras de flujo u otros peligros potenciales. La pre‐perforación también puede ser suspendida justo por encima de la zona de producción y algunos pozos pueden ser perforados a la profundidad total y terminados. El Sonta George Richardson, un barco de perforación semisumergible es un ejemplo del tipo de embarcación utilizada para la pre‐perforación. El proyecto Typhoon fue ampliamente documentado en varios documentos de OTC y otras publicaciones, El cronograma 4.2 muestra el Programa del proyecto, tenga especial atención a los puntos 47 a 57 en este programa. Figura 4.24 muestra el concepto del campo Typhoon, note que este campo es totalmente un desarrollo submarino. La mayoría de las operaciones no son diferentes a los que se aplican para la tiebacks submarinos hacia tierra. La disponibilidad de instalaciones cerca de los pozos aumenta la capacidad de transformación y distribución de petróleo y gas lo que aumentan al final el factor de recuperación.

Ducto de exportación de gas

Ducto de exportación de aceite

Pozo con árbol submarino GC236‐4




Tipicamente cada pozo tiene una línea de flujo y un umbilical

Figura 4.24 Vizualización conceptual del desarrollo Typhoon [Ring, 2004].


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Cronograma 4.2 Calendario del proyecto para el desarrollo del desarrollo del campo Typhoon. [Albaugh, 2003]

PROGRAMA DEL PROYECTOMA MJ J A S O N D E F MA MJ J A S O N D E F MA MJ J A S O N D E F MA MJ J A S O N D

NOMBRE DE LA TAREA/ DURACIÓN1. Adquisición de la licencia2. Programa de perforación 588 dias3. Pozo de exploración 25 dias4. Pozo de delimitación 95 dias5. Pozo de desarrollo 60 dias6. Pozo de desarrollo 9 dias7. Pozo de desarrollo 73 dias

8. Descubrimiento del campo 9. Selección de concepto 136 dias10. Ingeniería básica Front end engineering (FEED) 107 dias11. Sanción del proyecto12. Casco 488 dias13. Ingeniería del casco y adquisición (Atlantia) 487 dias14. Casco 15. Fabricación del casco 390 dias16. Levantamiento y asentamiento en la embarcación JMC 301 17. Espera en el muelle 4 dias18. Traslado al sitio 1 dia

19. Instalaciones de cubierta 506 dias20. Ingeniería de equipos de cubierta (Munstang Eng) 245 dias21. Adquisicion de equipo de cubierta 373 dias22. Emisión de dibujos estructurales, tuberias y electricos. 2/10/200923. Inicio de ingeniería de construcción e instalación de equipos de cubierta 18/10/200924. Cubierta principal instalada sobre la cubierta de producción 26/01/200125. Fabricación de equipos de cubierta26. Levantamiento e instalación de equipos de cubierta en la enbarcación I 404 12/06/200127. Espera en muelle 2 dias28. Traslado al sitio 1 dias

29. Tendones 117 dias30. Fabricación de tendones 117 dias

31. Pilotes de cementación 204 dias32. Diseño, adquisición y fabricación. 204 dias

33. Risers y lineas de flujo 502 dias34. Diseño y analísis de los sistemas de risers 407 dias35. Diseño, adquisición y manufactura de líneas de flujo 451 dias

36. Ductos de exportación. 424 dias37. Diseño, adquisición y manufactura de ductos de exportación de gas 424 dias

38. Sistemas submarinos 562 dias39. Diseño, adquisición y manufactura de árboles 303 dias40. Diseño, adquisición y manufactura de umbilicales 548 dias41. Fabricación, ensamblaje y terminación de umbilicales 13 dias42. Diseño, adquisición y manufactura de terminación de risers 268 dias43. Diseño, adquisición y manufactura de controles de producción 343 dias44. Instalación submarina y pruebas (Pozo 1 y 2) 24 dias45. Instalación submarina y pruebas (Pozo 3 y 4) 77 dias

46. Terminación de pozos 317 dias47. Instalaciones, operaciones de levantamiento y comisionamiento. 315 dias48. Pilotes de instalación 8 dias49. Instalación del ducto de exportación 64 dias50. Instalación de tendones y casco. 21 dias51. Levantamiento y colgado del riser de acero en catenaría 2 dias52. Instalación de los equipos de cubierta 1 dia53. Remolque, instalación, levantamiento y comisionamiento de los equipos de cubierta 38 dias54. Instalación de líneas de flujo y umbilicales. 38 dias55. Colgado de risers de lineas de flujo y umbilicales 29 dias56. Pruebas hidrostaticas y comisionamiento de las lineas de flujo 22 dias57. Levantamiento y comisionamiento de la linea de exportación de aceite. Descubrimiento a sanción Sanción a primera producción 22 dias

58. Inició de operaciones 22 meses 18 meses59. Primera produccion de la plataforma. 29/7/200160. Producción completa de los cuatro pozos 8/16/2001 Descubrimiento a primera producción 40 meses61. Primera producción de gas 31/8/2001

27/01/2000

17/02/2001

29/05/2001

1998 1999 2000 2001

01/11/1995

28/03/1998


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4.4 OPERACIONES MARINAS PARA UNA UNIDAD DE PRODUCCIÓN SEMISUMERGIBLE.

De los conceptos de estructuras flotantes que se muestran en este informe, la plataforma semisumergible es la menos exigente en la complejidad y el número de operaciones marinas Ya que los equipos de de las cubiertas superiores pueden ser preinstalados antes de la colocación final en el sitio de producción. La operación en tierra para colocar el equipo sobre el casco es llamada "superlift". Sin embargo, el anclaje del casco y la instalación de risers y umbilicales al host principal son operaciones que deben ser cuidadosamente planificadas y el traslado de los astilleros de construcción hacia el campo de producción no es de menor complejidad. El proyecto de Na Kika fue documentado en referencia a estos aspectos en varios documentos, entre ellos: OTC 16701 Na Kika – Host Construction for Record Water Depth Platform. OTC 16702 Na Kika – Deepwater Mooring and Host Installation. OTC 16704 Na Kika Umbilical Transport & Installation Challenges. OTC 16703 Design and Installation of the Na Kika Export Pipelines, Flowlines and Risers. La colocación de la estructura se hace en una operación de remolque puede ser en seco (sobre una embarcación) o en mojado (Sobre su mismo casco) ya que el SPF no tiene sistemas de propulsión de gran alcance. La instalación de risers, ductos de exportación y líneas de flujo, una vez que se ancla la estructura principal no es tan diferente a las realizadas por otras unidades flotantes como SPAR o TLPs. El sistema de anclaje es de gran importancia para el diseño de la estructura por el peso que este sistema añade a toda la estructura.


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CONCLUSIONES: El sistema de producción submarino a tierra es el concepto que representa menos complejidad en términos de operaciones marinas por el peso y dimensión de los equipos a instalar para este caso de estudio. Sin embargo la tecnología y el conocimiento para la construcción e instalación de estructuras flotantes en profundidades de agua similares a la del proyecto de Lakach, con consideraciones meteorológicas y oceanográficas equivalentes ya han sido probadas e instaladas con éxito en los proyectos comparativos revisados en este informe. Estas unidades de producción pueden ser sustitutivas o complementarias para los sistemas de producción submarinos pero en todos los casos, su uso presupone un incremento en las tasas de recuperación final de los yacimientos. Aunque la elección del sistema de producción submarino a tierra implica un ahorro evidente en términos de costos de capital, la selección de conceptos alternativos de estructuras flotantes ofrecen un aumento de la tasa de recuperación con respecto al sistema de producción submarina y por lo tanto no deben ser excluidos en consideración de la complejidad de operaciones y/o tecnología marina. Las estructuras flotantes constituyen un gran desafío para las competencias técnicas y de administración de su mantenimiento y operación para la empresa que seleccione su empleo. Por lo tanto la inversión para mejorar o adquirir dichas competencias en estos aspectos será necesaria cuando las distancias a la costa o el tamaño del campo de hidrocarburos hagan el concepto más favorable para su implementación.


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ANEXO A

CARACTERÍSTICAS DE UNIDADES DE PRODUCCIÓN ALTERNATIVAS.

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Características de una plataforma SPAR FACILITY INDUSTRY NAME NANSEN (4) OTHER NAME OR REFERENCE Global Producer V 1.0 FIELD OPERATOR & PARTNERS / OWNERS 1.1 Operator, % of participation Anadarko, 50% 1.2 Partner, % of participation Devon Energy, 50% 2.0 LOCATION INFORMATION 2.1 General Location GOM 2.2 Block(s) EB 602, 646, 690, 691 2.3 Water Depth (ft) 3,678 (m) 1,121 3.0 RESERVOIR 3.1 Reserves (MBOE) 160 ‐ 180 MBOE 3.2 Estimated Field Life (Years) ~ 16 Years 4.0 WELL INFORMATION 4.1 Dry Tree or Wet Tree Dry 4.2 Number of Dry Tree Wells 9 4.3 Number of Wet Trees (SS Tiebacks) 4 4.4 Total Number of Wells 13 4.5 Subsea production system Fields 4.5.1 Field A & (Wells) Nansen N. (2) 4.5.2 Field B & (Wells) Navajo (1) 4.5.3 Field C & (Wells) NW Nansen (4) 4.6 Well Types 4.6.1 Producers 13 4.6.2 Water Injectors 0 4.6.3 Totals 13 4.7 Wells Pre‐Drilled 5.0 RISER INFORMATION 5.1 Production Riser ‐ Number of Barriers Single Cased 5.2 Production Riser ‐ Sizes 9‐5/8" 5.3 Tensioning Method (Note 11) TTR 5.4 Riser System (Per Riser) Quantity, Dia x length 1 Air Can (9.5' x 188') 6.0 HULL INFORMATION 6.1 Type Truss (2nd Gen.) 6.2 Slots 9 6.3 Diameter 90' (27.4 m) 6.4 Length 543' (165.5 m) 6.5 Hard Tank Length 238' (72.5 m) 6.6 Freeboard 50' (15.2 m) 6.7 Draft 493' (150.2 m) 6.8 Center Well Dimensions 40' x 40' 6.9 Number of Heave Plates 3 7.0 WELL PATTERN INFORMATION 7.1 Well Pattern at Production Deck 3 x 3 7.2 Well Spacing at Production Deck 10'‐6" 7.3 Well Pattern on Sea Floor 8.0 TOPSIDE FACILITIES

3 DE 10

8.1 Process Capabilities 8.1.1 Oil Production MBOPD 40 8.1.2 Gas Production MMSCFD 200 8.1.3 Produced Water MBWPD 40 8.1.4 Water Injection MBPD 0 8.1.5 Gas Injection MMSCFD 0 8.1.6 Gas Lift MMSCFD 12 8.1.7 Gas Lift per Well MMSCFD 2 8.1.8 Total Liquids Capacity MBOPD 60

8.2 Number of Trains 3 8.2.1 Upstream of LP Separators 1 Gas 8.2.2 Downstream of LP Separators 2 Oil

8.3 Number of Modules 1 8.4 Quarters Size 8.4.1 Production persons 20 8.4.2 Drilling persons 8.4.3 Temporary persons 48 8.5 Levels 3 8.6 Power Generation kW 8,000

8.6.1 Number of Generators 2 8.6.2 Model SOLAR ‐ Taurus 60, 4250 hp 8.6.3 Backup 700 kW Diesel

8.7 Compression 52 MMSCFD @ 1850 PSIG 8.7.1 Number of Compressors 2 8.7.2 Model Dresser‐Rand HOS7

8.8 Oil Pipeline Pumps (Pumps, HP/PUMP) 4 @ 700 HP 8.9 Deck Dimensions

8.9.1 Workover / Drilling 75' x 154' 8.9.2 Mezzanine 8.9.3 Production 115' x 154' 8.9.4 Cellar 115' x 154'

8.10 Total Deck Area ft2 46,970 8.11 Platform Orientation from true north +15° 8.12 Flare Boom Orientation Platform North 9.0 RIG 9.1 Spar Rig Type 1,000 HP Workover 9.2 Contractor & Rig Nabors 9.3 Max. Static Spar Offset for Drilling / Workover Yes, 350' Max 10.0 MOORING SYSTEM 10.1 Type 9 (3 x 3) 10.2 Description Chain & Wire 10.3 Anchoring Anchor Piles 84" O.D. x 232' L 11.0 ENGINEERING & PROJECT MANAGEMENT 11.1 FEED 11.2 Hull Engineering Technip 11.3 Topside Facilities Mustang Engineering 11.4 Mooring Engineering Technip 11.5 Subsea Intec Engineering

4 de

4 DE 10

11.6 Procurement Kerr‐McGee & SII 11.7 Project Management Kerr‐McGee & SII 12.0 CLASSIFICATIONS SOCIETY 12.1 Classification Organization & Hull Class

Designation ABS ‐ FOI

13.0 FABRICATORS 13.1 Contract Type & Prime Contractor Multiple 13.2 Topsides 13.2.1 Fabricator J. Ray McDermott 13.2.2 Location Morgan City, LA, USA 13.3 Hull 13.3.1 Fabricator Technip 13.3.2 Location Pori, Finland 13.4 Final Hull Assembly

13.4.1 Assembly Technip 13.4.2 Location Pori, Finland

13.5 Hull & Topsides Installation 13.5.1 Installation Contractor J. Ray McDermott 13.5.2 Topsides Installation Method Derrick Barge 13.5.3 Installation Vessel DB‐50 (Hull) / 101 & 50 (Topside)

13.6 Tree Manufacturer 13.6.1 Dry Tree Contractor 13.6.2 Wet Tree Contractor FMC Energy Systems

14.0 TRANSPORTATION 14.1 Hull Transporter/Vessel Dockwise ‐ Mighty Servant I 14.2 Trips & Method 1 Dry Tow ‐ 28 days 15.0 MILESTONES & DURATIONS 15.1 Technical Discovery Date (per MMS) 25‐sep‐99 15.2 Commercial Discovery Date 25‐sep‐99 15.3 Project Sanction Date 15‐mar‐00 15.4 Installation Date (Hull) 23‐oct‐01 15.5 First Oil or Gas Date 28‐Jan‐02 16.0 CYCLE TIMES 16.1 Discovery to Sanction (Months) 5.6 16.2 Sanction to First Oil/Gas (Months) 22.4 16.3 Discovery to First Oil/Gas (Months) 28 17.0 WEIGHT 17.1 Topsides Weight (Metric Tons) 4,844 17.2 Facility Payload (Metric tons) 7,938 17.3 Hull Dry Weight (Metric Tons) 10,850 18.0 EXPORT PIPELINE INFORMATION 18.1 Gas Export or Disposal Via: Williams Field Services‐ Gulf Coast Co. 18.2 Gas Export Pipeline Size/Capacity 12" for 400 MMSCFD 18.3 Gas Export Length 38 Miles (66 Km) 18.4 Oil Export Via: Williams Oil Gathering 18.5 Oil Export Pipeline Size/Capacity 12" for 80 MMBPOD 18.6 Oil Export Length 38 Miles (66 Km)

5 DE 10

Características de una plataforma TLP

FACILITY INDUSTRY NAME TYPE NEPTUNE TLP 1.1 Current Status INSTALLED 1.2 TLP/TLWP (Type) 1 Column New Generation TLP 1.3 Hull Designer SBM Atlantia SeaStar® 1.4 Well Slots 0 1.5 Dry Tree or Wet Tree Wet 2.0 FIELD OPERATOR & PARTNERS 2.1 Current Operator BHP 2.1.1 Partner 1 Percent Ownership 35.00% 2.2 Partner 2 Marathon Oil (30%) 2.3 Partner 3 Woodside Energy (20%) 2.4 Partner 4 Respol‐YPF (15%) 3.0 TLP OWNERS Field Partners 4.0 LOCATION INFORMATION 4.1 General Location US‐GOM 4.2 Block GC 613 4.3 Water Depth (Feet) 4,232 4.4 Water Depth (Meters) 1,290 5.0 WELL INFORMATION 5.1 Dry Tree Wells 0 5.2 Wet Trees Well (SS Tiebacks ‐ In Field) 7 5.3 Wet Tree Wells (SS Tiebacks ‐ Other Fields) 0 5.4 Total Number of Wells 7 5.5 Types 5.5.1 Production Wells 7 6.0 TOPSIDE FACILITIES 6.1 Process Capabilities 6.1.1 Oil Production (MBOPD) 50 6.1.2 Gas Production (MSCFD) 50 6.1.3 Total Throughput (MBOED) 58.3 6.1.4 Produced Water (MBWPD) 30 6.1.5 Water Injection (MBPD) 0 6.2 Quarters Information 6.2.1 Permanent Quarters (Persons) 26 6.2.2 Temporary Quarters (Persons) 24 6.2.3 Helideck Rating S‐92 6.3 Deck Levels 3 6.4 Deck Dimensions (L x W x H) 121' x 110' (36.6m x 33.5m) 7.0 HULL INFORMATION 7.1 Hull Type Steel 7.2 No. of Columns 1 Col. 7.3 Column Dimensions 76' (23m) Dia. 7.4 Column Height 128' (39m) 7.5 Column Centers

6 DE 10

7.6 Length x Width 7.7 No. of Pontoons 3 7.8 Draft @ MWL 98' (29.9m) 7.9 Well Spacing 7.10 Center Well Bay Dimensions 7.11 Well Pattern 7.12 Design Life (Years) 20 8.0 WORKOVER OR DRILLING RIG 8.1 Type None 8.2 Leased or Owned NA 8.3 Contractor & Rig NA 10.0 TENDON INFORMATION 10.1 No. of Tendons (Pattern) 6 (3 x 2) 10.2 Tendon Diameter & Wall Thickness (WT) 36" x 1.36" WT (914.4mm x 34.5mm) 10.3Total Length of Tendon 10.4Tendon Segments x Length 289' (88m) 10.5Tendon Connector VETCO 10.6Tendon Supplier Europipe 11.0 FOUNDATION 11.1Type Individual Piles 11.2No. of Piles 6 Piles 11.3Piling (Diameter x Pile Length) 96" x 414' 12.0 ENGINEERING & PROJECT MANAGEMENT 12.1FEED SBM Atlantia Inc. 12.2Hull SBM Atlantia Inc. 12.3Topside Facilities SBM Atlantia Inc. 12.4Mooring Engineering 12.5Subsea (Trees/Controls) 12.6Procurement SBM Atlantia Inc. 12.7Project Management SBM Atlantia Inc. 13.0 CLASSIFICATIONS SOCIETY 13.1Classification Organization ABS 13.2Hull Class Designation (Note 11) +A1 FOI 13.3CVA Scope of Work (Note 7) ABS (D/F/I) 14.0 CONTRACT METHOD 14.1 Contract Type EPCi 14.2Contractor SBM Atlantia 15.0 FABRICATORS 15.1Topsides 15.1.1 Fabricator Gulf Island Fabricators 15.1.2 Location Houma, LA 15.2Hull 15.2.1 Fabricator Signal International 15.2.2 Location Orange, TX 15.3Hull & Topsides Assembly 15.3.1 Assembly Method Offshore DB Lift 15.3.2 Contractor Heerema Marine Contr. 15.3.3 Location Offshore @ AT 617

7 DE 10

15.4Tendon Fabricator Gulf Marine Fabricators 15.5Pile Fabricator 16.0 TRANSPORTATION 16.1Transport Contractor Heerema Marine Contractors 16.2Hull Transporter/Vessel Wet Tow 16.3Trips & Method Dry Tow 17.0 INSTALLATION 17.1Usage of Temporary Floatation Tanks NO 17.2Tendon & Hull Contractor Heerema Marine Contractors 17.3Installation Vessel(s) Thialf HLV 18.0 MILESTONES & DURATIONS 18.1Commercial Discovery Date 15‐Aug‐02 18.2Full Project Sanction Date (Note 10) 30‐jun‐05 18.3Offshore Installation Date (Hull & Topsides) 05‐jun‐07 18.4First Oil or Gas Date End of 2007 18.5Estimated Field Life (Years) 15 19.0 CYCLE TIMES 19.1Commercial Discovery to Sanction (Months) 34.4 19.2Sanction to First Production (Months) 30 19.3Discovery to First Production (Months) 64.4 20.0 WEIGHT 20.1Topsides Weight (Deck & Facilities) 5,352 mt / 5,900 st 20.2Hull Weight 5,950 st 20.3Total Weight 6,370 st 20.4Payload (Facilities/Riser/Rig ‐ Deck) 8,800 st 20.5Displacement @ MWL 27,000 st 20.6Pile Weight 2,334 st 20.7Tendons Weight 6,564 st 21.0 EXPORT PIPELINE INFORMATION 21.1Oil Export Pipeline Size & Riser Type 20" 21.2Oil Export Length 23 Miles (32 Km) 21.3Gas Export Pipeline Size & Riser Type 12.75" 21.4 Gas Export Length 23 Miles (32 Km) 22.0 RESERVOIR INFORMATION 22.1Proven Reserves 100 ‐ 150 MMBOE

8 DE 10

Características de una plataforma de producción semisumergible

STATUS 10 FACILITY NAME NA KIKA VESSEL OWNER Shell VESSEL OPERATOR BP FIELD OPERATOR Shell FIELD(S) ‐3 COUNTRY US GOM WATER DEPTH (FT) 3,070 RESERVES (MMBOE) 300 DISCOVERY DATE (D/M/YR) 08/01/1987 SANCTION DATE (D/M/YR) 09/01/2000 FIRST PRODUCTION DATE (D/M/YR) 11/23/03 TOTAL WELLS 12 PRODUCTION WELLS INJECTION WELLS DRY TREE TYPE SUBSEA TREE H VESSEL TYPE SS VESSEL DESIGN HULL ABB Lummus HULL2 HHI TOPSIDES DCA TOPSIDES3 HHI CONVERSION/ INTEGRATION HHI GENERAL CONTRACTOR (EPCI) Shell E&P CLASSIFICATION ABS LENGTH (FT) WIDTH (FT) 184 HEIGHT (FT) 466 MAX OPERATING DRAFT (FT) 90 FACILITIES WEIGHT 20,000 DISPLACEMENT (TONS) 64,000 DEADWEIGHT (DWT) (TONS) CONVERSION OR NEWBUILD N NUMBER OF PONTOONS 4 MAIN PONTOON LENGTH (FT) MAIN PONTOON WIDTH (FT) 41 MAIN PONTOON HEIGHT (FT) 35 NUMBER OF COLUMNS 4 COLUMN LENGTH (FT) 56 COLUMN WIDTH (FT) 56 COLUMN HEIGTH (FT) 2 142 OPERATING WT (TONS) 12,112 DECK DIMENSIONS (FT) 335 x 289

9 DE 10

NUMBER OF DECKS OIL PRODUCTION (MBOPD) 110 PRODUCED WATER (MBWPD) GAS PROCESSING (MMSCFD) 425 WATER INJECTION (MBWPD) GAS INJECTION (MMSCFD) GAS EXPORT & GAS LIFT (MMSCFD) TOTAL NUMBER OF RISERS 26 RISER TYPE (SCR, FLEXIBLE, RIGID) SCR MAX SIZE (IN) SIZE (IN) RISER TYPESIZE (IN) SIZE (IN)2 RISER TYPE QUARTERS CAPACITY 60 TOTAL INSTALLED POWER (KW) ANCHORING SYSTEM Wire Chain NUMBER OF MOORING LINES 16 ANCHOR TYPE (6) P PERMANENT OR DISCONNECTABLE PLATFORM CHAIN DIAMETER (IN)

10 DE 10

ANEXO B

CARACTERÍSTICAS DE UNIDADES DE PERFORACIÓN SEMISUMERGIBLES CONTRATADAS POR PEMEX.

Ocean

Voyager

Ocean

Voyager

Ocean

Voyager

Espe

cifications

RigType

Semisub

mersible

RigLocatio

nMexico

Ocean

Voyager

Espe

cifications

BulkMud

& Cem

ent

9,60

0 cu

ftLiqu

idMud

1,80

6 bb

lsFuel Oil

6,73

0 bb

lsDrillWater

1360

0bb

lsRigLocatio

nMexico

RigDesign

Ocean

Victory

Year Built

1973

Yard Built

Nylands Verksted, Oslo, Norway

Upgrade

1995

Class

ABS

AI Colum

n Stabilized Drilling

Unit

Rit

MhllIl

d

DrillWater

13,600

bbls

Potable Water

631 bb

lsSack Storage

4,00

0 sacks

Derrick

Pyramid 40' x 40' x 180

', 1,00

0 kips dynam

ic

hook

load, Cantilever M

ast

Drawworks

Continen

tal EmscoC‐3‐II w/1‐3/8" drill line

/Re

gistry

Marshall Islands

Water Dep

th ‐Ft

3Drilling

Dep

th ‐Ft

25Quarters

88 + 3 bed

hospital

Dim

ension

s32

3' x 266

' x 128

'Helideck

83' x 83' fo

r Sikorsky S‐61

Top Drive

Varco TD

S‐3 w/PH60

pipe hand

ler

Rotary

Oilw

ell A

‐495

, 49‐1/2"

Top of Rotary Table to

Bottom

of B

arge

152 Ft.

Pipe

Handling System

VarcoAR‐32

00 Iron

Roughn

eck

Mud

Pum

ps(2) C

ontin

ental EmscoFB

‐160

0Drilling

Draft

70'

Variable Deckload ‐

Ope

ratin

g3,00

0 LT

Variable Deckload ‐

Transit

1,52

0 LT

Num

bero

fColum

ns12

p()

Main En

gine

s(4) EMD L‐16‐64

5‐E6

Ann

ular BOP

(1) Shaffer (d

ual) 18

‐3/4" 5K

Ram BOP

(2) H

ydril M

PL (d

ouble) 18‐3/4" 10K

Diverter

ReganKD

FS 24"

Riser

Vetco 21

" MR6

‐CRiserT

ension

ing

960kips

Num

ber o

f Colum

ns12

Max Com

bine

d Structure

Load

2,34

0 kips

Moo

npoo

l Dim

ension

s19

' x 19'

Ope

ratin

g Displacem

ent

23,169

LT

Riser T

ension

ing

960 kips

Solids Co

ntrol

(4) B

rand

tdual tande

mLCM‐20, Cascade

system

Cranes

(2) SeaTrax 603

2 w/130

' boo

m

Moo

ring

System

(8) 3

x 5,000

' chains, (8

) 10 MT Bruce MK4

anchors

Max

Smith

Max Smith

Ei

t

Capa

cities

Quarters

106

Equipm

ent

Drawworks

Continen

tal Emsco C‐3 Type

II, 3,000

hp

Pumps

(3) C

ontin

ental Emsco FB

‐160

0; 1,600

hp

Total H

P10

Hoo

kLoad

1,50

0,00

0lbs

Variable Load

4,00

0 st

Mud

Cem

ent B

ulk

18,250

cuft

Liqu

idMud

11,648

bbls

Active Mud

2,36

0 bb

lsRe

serve Mud

9,28

8 bb

lsFuel

1249

6bb

ls

Hoo

k Load

1,50

0,00

0 lbs

Max Load

1,75

0 st

Top Drive

VarcoTD

S‐4S

Derrick

170' x 40' x 40'

Moo

npoo

l25

' x 45'

(1) Shaffer

Type

"SLX" Dou

ble18

‐3/4" x 15

,000

i(1)Shff

T"SLX"D

bl18

3/4"

Fuel

12,496

bbls

DrillW

ater

6,70

1 bb

lsPo

tableW

ater

2,11

4 bb

ls

Gen

eral

RigType

Semisub

mersible

Bop System

psi, (1) Shaffer

Type

"SLX" Dou

ble18

‐3/4" x

15,000

psi (2

) Shaffer

18‐3/4" x 5,00

0 psi

Sphe

rical

Cranes

(2) D

reco

72 DNS160

‐1.8 King Po

st 64.5 stmax

SWL; (1

) Crane

Mannbridge crane

; 2 x 20 st

Rig Design

Nob

le EVA

‐400

0™

Built By

Ingalls Shipb

uilding Co

rp., Pascagou

la, M

ississippi

Year Con

structed

1981

;199

9Water Dep

th Rated

7000

mDrilling

Dep

th30

,000

ftll

ii

39'

328'

30'

Pipe

Handling System

VarcoPR

S‐4i

Iron

Rou

ghne

ckVa

rco AR3

200C

Mud

Cleaner

Brandt

LCM‐2D/CMC 24

/3

Shakers

(5) B

rand

t shakers LCM

‐2D line

ar m

otion

cascade

Power Slips

Varco BJ PS 30

Hull D

imen

sion

s34

9' x 328

' x 130

'Draft, O

peratin

g79

'Draft, Transit

43'

Draft, Storm

60'

Heliport

Sikorsky

S61

pCo

mpe

nsator

ShafferC

MC; 600

kips

Riser T

ension

er(10) Single Shaffer 1

60 kip; 1,600

kips total

Moo

ring

System

(9) Skagit triple drum

tractio

n winch/w

indlass;

4,25

0 ft chain and

9,000

3‐1/8

SSPetroR

igIII

SS PetroRigIII

Hull(ft)

244ftx24

4ft

Hull (ft)

244 ft x 244

ftVa

riable Load

7,84

0 sh to

nsHeliport (ft)

75 ft Helicop

ter D

Value

‐Eu

rocopter EH‐101

Mud

/Cmt B

ulk (cub

ic fe

et)

34,613

cub

ic ft

Liqu

id M

ud (b

bl)

18,984

bbls

Fuel (b

bl)

22,753

bbls

()

,Water fo

r Drilling

(bbl)

14,702

bbls

Potable Water (b

bl)

4,80

3 bb

lsDrawworks

Wirth 450

0 with

3 AC motors

Pumps

Wirth 4 x 220

0 hp

electric 7,50

0 psi

Prim

e Movers

Caterpillar 361

6 ‐8

x 4.8 M

WR

tTbl

With

RTSS

605"

Rotary Table

Wirth RTSS 60

.5"

Top Drive

Maritime Hydraulics DDM‐100

0‐AC‐2M

115

0 hp

x 2 AC motors

Derrick (ft)

Maritime Hydraulics Hi‐P

ro Quad 21

0 ft 1,250

sh to

nsBO

P S ystem

, Ann

ular

Cameron

DL 18

.75" 10,00

0 psi

y,

,p

BOP System

, RAM

Cameron

TL 18

.75" 15,00

0 psi 6 cavity

BOP Co

ntrols

Cameron

multip

lex 5,00

0 psi

Wellhead Co

nnector

(inches)

Cameron

18.75

" 15

,000

psi

Drilling

Riser (inche

s)Cameron

21" with

flotation

Chk

Mif

ldT

hDill15

000

i

TECH

NICALDETAILS

Rigtype

Semi‐sub

mersibleDrilling

Vessel

OPt

RiIIIPt

Ltd

Choke Manifo

ldTech Drill 15

,000

psi

Cranes

Seatrax 2 x 15

0 t e

lectro hydraulic

Moo

ring

Provision for 8

point m

ooring

Positio

ning

Kongsberg triple re

dund

ant SDPM

‐32 plus

DPS70

0WorkArea

15,000

sqfton

MainDeck

Owne

rPetroR

ig III Pte Ltd

Rignam

ePetroR

igIII

Design/Class

F&G ExD

Millen

iumMob

ile Offshore Semi‐

Subm

ersibleDrilling

Unit/ ClassABS

+A1 + CD

S + DPS

‐2Co

nstructio

n Year

2010

Work Area

15,000

sq ft on Main Deck

Remarks

Provision for 2

work class RO

Vs

Other

Data

Rolls Royce UUC 35

5 Azimuth Thrusters x 8

with

3.8 M

W motors

Water Dep

th (ft)

7,50

0 ft

Drilling

Dep

th (ft)

40,000

ftQuarters

160 pe

rson

s

SSDragon

SS Dragon

Drilling

Derrick

14m x 16m

x 64m

rated

at 1,000

t

Draw‐W

orks

Autom

atic ac electric pow

ered

at 4

,500

–5,00

0hp

Hoisting Eq

uipm

ent

1,00

0tRo

tary Table

60 inch

rated1,00

0tAcelectricdriven

topdrive,tw

omotors,

Gen

eral

Design:

Moss Maritime

Det

NorskeVe

ritas+1A

1Co

lumnStabilised

Top Drive Stons

Ac electric driven top drive, tw

o motors,

1,00

0 ho

istin

g capacity

Mud

Pum

ps4 off 2

,200

hp at 7

,500

psi

Cemen

t Unit

15,000

psi

Pipe

Handling

Autom

atic, drill‐pipe

, casing and riser

Trip Saber

Installed

dd

MainDim

ension

s

Class:

Det

NorskeVe

ritas + 1A

1 Co

lumnStabilised

Drilling

Unit,

Drill(N), E0, D

YNPH

OS‐AUTR

O, Crane

,

Heldk

–for w

orld wide op

eration

Autho

ritie

s:

IMO M

ODU Cod

e, USCG

Motion Co

mpe

nsation

Crow

n mou

nte d

com

pensator ra

ted at 500

t with

25ft stroke

Shale Shakers

6 off cascade

type

Degassing

2 off vacuu

mtype

Control

MainDim

ension

sLength

of pon

toon

s–11

8.6m

Height o

f pon

toon

s–10

.2m

Height o

f deck do

uble

bottom

–36

.2m

L ength of d

eck structure

–83

.2m

Blow

Out

Preven

ter(BOP)

Subsea

18 ¾ x 15m

, 6 cavity

Diverter

60 inches

x 15

m

BOP Handling

Complete with

overhead BO

P service crane,

Xmas tree

crane

and

BOP transporter rated

40

0t lift capacity

BOPCo

ntrol

Multip

lex

Capa

cities

Accom

mod

ation

192 pe

ople

Fuel

3,10

0m3

Fresh Water

780m

3Liqu

idMud

/Brine

220

0m3

Length of d

eck structure

83.2m

Width

of pon

toon

s–15

.7m

Height o

f main de

ck–38

.2m

Height o

f upp

er deck

–45

.2m

Width of d

eck structure

–72

.7m

Air gap

survival draught

–15

.7m

BOP Co

ntrol

Multip

lex

Liqu

id M

ud / Brine

2,20

0m3

Active Mud

1,00

0m3

Bulk M

ud / Cem

ent

840m

3Sack Storage

8,00

0 sacks

Helipad

Sikorsky

S91 or

S61

Ope

ration

Max W

ater

Dep

th3,00

0mMax Drilling

Dep

th10

,000

mVa

riable Deck Load

6,00

0–7,00

0t

SSMurallaIII

SS M

urallaIII

CS

MAIN PART

ICULA

RSRigDesign:

GotaverkenGVA

750

0

BuiltBy

Daewoo

Shipb

uildingat th

e Daewoo

Shipyard, Sou

th Korea shipyard

DeliveryYear

2010

Flag

Worldwideuseinclud

ingNorth

SeaFrom

mild

Ope

ratio

narea

World wide use includ

ing North Sea. From m

ildto harsh weather con

ditio

nsOpe

ratio

n water dep

th3,00

0 m (1

0,00

0 ft)

Drilling

dep

thUp to 12,00

0 m (4

0,00

0 ft)

Rl

i

Norwegian NMD & PSA

, UK HSE, U

S Co

ast

Guard

IMOMODOCo

de20

01,IMODPClass3

MAIN M

ARINE SYSTEM

S/EQ

UIP.

Power

gene

ratio

n:8x5,04

0kW

8x6,70

0HP

Thruster:

8x3,80

0kW

8x5,10

0HP

Thruster

control:

DP3

Moo

ring

system:

8po

int,allchain

Mainde

ckcranes:

2x85

mt

2x93

stRe

gulatio

nsGuard IM

O M

ODO Cod

e 20

01, IMO DP Class 3

Classification

DNV, ABS

or Lloyd’s

Accom

mod

ation

160 pe

rson

sLength over a

ll:

118.6 m

Width over a

ll:96.7 m

31

7.3 ft

Width outside

pon

toon

s:78

.1 m

25

6.2 ft

Main de

ck crane

s:2x85

mt

2x93

st

MAIN DRILLING SYSTEMS/EQ

UIP.

Derrick fo

r up to 135

ft

stands:

908 mt

1,00

0 st

Top drive:

908 mt

1,00

0 st

Drawwork

908mt

100

0st

pLength of p

ontoon

s:10

8.8 m

356.9 ft

Heightof pon

toon

s:10

.2 m

33.6 ft

Height to Main Deck:

45.0 m

147.6 ft

Height o

f deck bo

x:8.5 m

27.9 ft

Four colum

ns:

18.4 x 14.4 m

60.4 x 47.2 ft

Drawwork

908 mt

1,00

0 st

Riserten

sion

ers, N‐line

type

:1,63

0 mt

1,80

0 st

Drilling

riser, 75 ft joints

2,00

0kips

flangeratin

gMud

pum

ps:

4x1,70

0kW

BOP Stack:

15,000

psi,6rams

Transit d

raught:

9.9 m

32.3 ft

Transit d

isplacem

ent:

41,300

mt

45,522

ftTransit d

eck & colum

n P.load:

5,80

0 mt

6,39

3 ft

Ope

ratio

n draught:

23.0 m

75.5 ft

Ope

ratio

n displacemen

t:56

,150

mt

91,890

st

TANK/STORA

GE CA

PACITIES

Fuel oil:

3,00

0 m³

18,870

bbls

Drillwater:

2,60

0 m³

16,350

bbls

Potable water:

1,30

0 m³

8,18

0 bb

lsMud

Storage, col+p

ont:

1,60

0 m³

10,060

bbls

Mud

pits:

900m³

566

0bb

lsOpe

ratio

ndisplacemen

t:56

,50

mt

9,890

stOpe

ratio

n de

ck & colum

n P.load:

7,50

0 mt

8,26

7 st

Survival draught:

19.0 m

62.3 ft

Air gap

in survival:

17.5 m

57.4 ft

Mud

pits:

900 m

5,66

0 bb

lsBrine:

750 m³

4,71

0 bb

lsBa

se oil:

750 m³

4,71

0 bb

lsBu

lk m

ud:

620 m³

22,000

cbft

Bulk cem

ent:

280 m³

10,000

cbft

Sack storage:

250 m³

2,69

0 sqft

Documents

conceptos alternativos para un yacimiento de gas en …comunidad.ingenet.com.mx/aguasprofundas/files/2010/07/Proyecto... · y colocarse la tubería del conductor de perforación